电站交易市场
来看，基本明确了储能参与辅助服务市场的身份，独立储能电站和联合储能电站形式均被允许参与辅助服务。但从实际层面操作层面看，除储能绑定火电机组形式以外，其他形式储能系统还难以进入市场，现有的交易、调度等
平台还难以支撑此类项目参与服务，并且在土地，并网等审批环节还存在一些困难。长远来看，独立储能电站和集成资源的用户侧储能电站也会是参与辅助服务应用的主力，还需要完善技术配套和政策支撑。
二是进入之后，在
，并不能全天候的连续发电，而用电端并不会按新能源的发电特性进行用电，所以很容易出现弃风弃光限电，进而导致发电小时数下降，有效销售电量减少等降低业绩的问题。
三是银星能源发电站所处的区域竞争激烈，供给过剩
单位不断增多，公司未来市场化交易中低电价交易部分增多，交易市场竞争将越来越激烈，交易电价下降影响将会日益凸显，将导致平均单价下降，电量销售收入将会下降。
而这也是整个新能源行业面临的问题，由于银星能源
电源，或者其它所有储能电站带来盈利的机会。
而且，由于这个是实时市场交易报价，就无需主管部门花费三年五载、绞尽脑汁去研究一个合理的峰谷电价，因为一切都由市场说了算。根据国外经验，电力交易市场中的
定价，无需主管部门干预制订价格。可以预期，一旦这样的电力现货交易市场机制成熟，光热项目就可以通过自身的技术优势，优先保证全部高峰发电时段和部分价格较高的发电时段，避开价格较低的发电时段，使电站收益实现
集中式光伏电站方式、分布式光伏两种解决方案。 1)集中式光伏电站 凡接入10kV及以上公共电网，所发电量全部卖给电网的均属于集中式光伏电站。当电网接入高比例集中式光伏电站时，要求电网具有很强的调节
。光伏产业背景的变化表现在：
2020年以前，光伏发电补贴力度决定市场规模。2020年以后，光伏发电成本+电网消纳能力决定市场规模;
2020年以前，光伏电站安装是高增长市场。2020年以后，光伏电站
非市场化贴虽然取消了，2020年以后实现光伏企业价值的市场标准、定价机制、交易市场、绿证和碳交易等市场化机制却还没建立起来;
2020年以前决定光伏发电并网标准的行政办法不存在了，2020年以后决定
降到0.1元/千瓦时，三类资源区将降到0.2元/千瓦时，2030年之后光伏或将成为世界上最便宜的电力。
但是，光伏也具有不连续、不稳定的特点，对此，可以用集中式光伏电站方式、分布式光伏两种方案来解决
。
凡接入10千伏及以上公共电网、所发电量全部卖给电网的均属于集中式光伏电站。当电网接入高比例集中式光伏电站时，要求电网具有很强的调节能力，用于应对光伏的波动性和间歇性。
当前，中国光伏产业也存在
风电584小时，光伏531小时;
如果再剔去除特许权、扶贫电站等特殊类型项目，甘肃省常规新能源场站结算平均基数电量仅有480小时，较2018年减少68小时，较2017年减少83.67小时，远低于国家
，相比于只发中长期电量，项目收益会大幅提高。下表是甘肃省某电站5天的实际交易情况。通过参加现货交易，该电站5天实现增收7.104万元。如果电站在现货市场中能够提前精准的对市场价格走势进行预判，在中长期
。同时，以国有企业为主力军的投资商正迅速的切入市场，而我国光伏电站交易市场已在2018年531之后，开始呈现规模化迅速增长的态势。
01 卖身或许成为有效的自救方式
2019年许多民营企业反馈，由于
近期，光伏行业的媒体及专家对2020年光伏的新增装机量进行了测算和预估，普遍认为今年光伏的新增装机预期将调低至25-35GW，新增装机将以地面电站为主，而在分布式光伏电站中，将以国家政策补贴支持的
。光伏产业背景的变化表现在：
2020年以前，光伏发电补贴力度决定市场规模。2020年以后，光伏发电成本+电网消纳能力决定市场规模;
2020年以前，光伏电站安装是高增长市场。2020年以后，光伏电站
非市场化贴虽然取消了，2020年以后实现光伏企业价值的市场标准、定价机制、交易市场、绿证和碳交易等市场化机制却还没建立起来;
2020年以前决定光伏发电并网标准的行政办法不存在了，2020年以后决定
、不稳定的特点，可以用集中式光伏电站方式、分布式光伏两种解决方案。 1)集中式光伏电站 凡接入10kV及以上公共电网，所发电量全部卖给电网的均属于集中式光伏电站。当电网接入高比例集中式光伏电站时，要求
