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光伏海外增长可持续，国内需求将释放

2019年上半年国内光伏市场因为政策尚不明朗，大多企业处于观望状态，发展相对谨慎，导致国内需求疲软。***能源局数据显示，前三季度***光伏发电新增装机量仅15.99GW，距2019全年的装机总预测38-40GW差距较大。

今年各项政策从电力交易、消纳空间等方面形成了光伏发展的有机闭环，尾货组件回收，有利于光伏发电长期发展。装机量虽逐月回升但增速仍相对较缓，旧组件回收，机构预测全年装机量可能下调为30GW左右，国内需求仍待回温。

尽管国内光伏装机量环比增速较缓。但前三季度海外市场组件出货量维持在高位，天津组件回收，出口同比增长80%。机构预计2019年海外需求有望达90GW，***装机需求有望达120GW。

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率可再生能源拉动辅助服务市场需求

由于波动性可再生能源和负荷存在小时内的明显波动，以小时为单位的现货市场仍然难以充分反映系统供需的实际状况，率可再生能源也因此意味着更多辅助服务需求。***能源局《完善电力辅助服务补偿（市场）机制工作方案》明确了我国电力辅助服务补偿（市场）的三个实施阶段，其中第三阶段（2019年～2020年）需配合现货交易试点，开展电力辅助服务市场建设。目前，***已批复东北、福建、山东、山西、新疆、宁夏、广东、甘肃等地开展辅助服务市场建设试点工作。随着电力辅助服务试点范围不断扩大，市场化辅助服务共享和分担机制正在形成，单晶组件回收，储能也被鼓励参与提供电力辅助服务。目前各试点地区的调频辅助服务的报价/出清价格区间集中在5~10元/兆瓦。假设每次调频持续时长为30秒，则储能参与调频单位千瓦时充放电的潜在收益就将超过1元，明显高于用户侧和现货市场移峰填谷的收益水平。

展望未来，不论是在用户侧还是系统侧，储能在率可再生能源系统中都可凭借辅助服务获得更高经济回报。但目前储能参与辅助服务仍存在多重阻碍，需在体制机制、市场规则和基础设施方面做出调整。在体制机制层面，应首先明确储能作为灵活性资源的核心价值，同时通过机制创新使电力系统中各类灵活性资源价值得以合理体现。在市场规则方面，应将荷电状态、容量边界等储能关键参数纳入辅助服务市场报价过程，在接入功率、放电时间等方面尽可能降低储能准入门槛，使储能得以无缝地纳入现有市场交易与调度规则。在基础设施方面，应加快配电网升级，在继电保护、检修规程、计量结算、数据通讯等方面为未来用户侧储能的大面积接入营造条件。




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