1.檔明確了電儲能設施參與電力輔助服務市場的主體地位和電費補償/結算機制，對加速國內各�?型商業化儲能應用市場的啟動意義重大； 

  本次政策《通知》的最大亮點莫過於明確了電儲能設施的獨立市場主體地位，政策規定：無論是在發電側還是用戶側建設電儲能設施，均可作為獨立市場主體、或與發電企業聯合，參與調峰調頻等輔助服務市場交易。（這一點在3月的徵求意見稿中未明確提出） 

  此外，《通知》還明確了：對於在發電側建設的電儲能設施“放電電量等同於發電?S發電量，按照發電?S相關合同電價結算”。該項條款為風電場、光伏電站配置儲能設施改善限電提供了明確的法規依據。對於在用戶側建設的電儲能設施“充電電量既可執行目錄電價，也可參與電力直接交易自行�?買低谷電量，放電電量既可自用，也可視為分?咽诫娫淳徒螂娏τ脩舫鍪邸薄Ａ钣脩魝葍δ艹擞渺镀髽I內部峰穀電價差套利外，具備了更多提高使用率、降低投資回收期的商業應用模式。

  2.政策在“電改”大背景下出臺，印證我們反?吞岢龅摹半娏κ袌龌潭忍嵘龑⒋蜷_巨大儲能市場”的觀點： 

  根據海外國家經驗，電力市場化程度越高，儲能設施的商業模式也就越多、?撛谑袌鲆簿驮酱螅敬巍锻ㄖ吩谀茉淳謨炔酷缜笠庖姴坏�3個月即正式發?眩环矫娣从吵鑫覈姼耐七M速度的超預期，另一方面也印證了我們一直以?�?娬{的觀點：我國電改和能源互聯網建設的推進所激發的“新增”投資需求中，將有很大比例落到電儲能設施的建設上。

  3.看好鉛碳電池和鋰電池儲能系統在電力輔助服務市場應用的爆發式增長：

  在目前可選的電儲能技術路線中，我們最看好目前成本最低的鉛炭電池儲能，單位投資1200元/kWh和0.5元/kWh的充放電度電成本令其在許多應用中可不借助任何補貼�?現盈利。以工商業用戶單純用於電價差套利測算，當峰穀電價差大於0.8元/kWh時，無杠杆投資回收期可低至5年，若考慮�?省的容量費和參與需求回應等電力服務輔助所獲得的額外收益，則投資回收期將更短。

  鋰電儲能�?管成本仍顯著高於鉛碳，但由於具備高能量密度和高倍率充放電能力的優勢，在部分應用場合中，如需要高倍率充放電的“秒級/分鐘級調頻服務”、或是對設備占地面積較敏感的商業/居民儲能市場，仍具有不可替代的優勢。

  此外，如液流電池、壓縮空氣等電儲能技術，由於成本或技術成熟度的原因，可能在較長時間內仍無法�?現大規模的商業化應用。