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试点内容体现“条块结合”。纵向上看，试点内容涵盖了电储能设施从投资规划，到生产运营的各主要环节;横向上看，试点内容覆盖了发电、用户两端，既包括新能源基地、火电厂内部等发电侧，又包含小区、楼宇、工商企业等范围广大的用户侧;从产品性质上看，电储能主要为整个电力系统，或者一些特定的对象提供调频、调峰两种服务。
首次明确电储能作为独立的电力市场主体的地位，确立电储能服务的商品属性。Q前国内示范运行或者商业运行的电储能设施，普遍采取与火电机组或者风电场联合运行的方式参与调峰、调频，即所谓“藏在”电厂(场)里面运行。这主要是由于电储能设施兼有电源和用户两种功能
性质，在电网企业现有的接网、调度、结算模式下，在Q前的政府核准、许可以及电力市场规则下，电储能设施都没有现成的归类，也没有独立、清晰的身份地位。《通知》明确发电侧、用户侧的电储能设施，在符合一定标准的前提下，可以作为独立主体参与辅助服务，实际上是将电储能视为独立辅助服务提供者，给予其一个与发电企业、售电企业、电力用户地位相当的电力市场主体资格，这对我国储能产业的发展具有历史意义，将对下一阶段储能产业发展起到积极促没作用。
明确和细化了电储能设施充放电价格机制。在发电侧的电储能设施，放电电量等同于发电厂发电量，按照发电厂与电网企业或者电力用户签订的相关合同电价结算。在用户侧建设的电储能设施，主要参与调峰辅助服务，其选择相对要多一些:充电电量既可以从电网企业以用户Q录电价中的低谷电价购买，也可以通过电力直接交易，以市场价购买火电、弃风电等低谷电量;放电电量既可以选择自用，也可以视为分布式电源就近向电力用户出售;在获得充放电价差利益的同时，用户侧电储能另外从辅助服务补偿(市场)中获得一定收益。
设立电储能设施参与辅助服务的门槛。《通知》要求在发电侧作为独立主体参与调峰的电储能设施，充电功率应在10兆瓦及以上，并且持续充电时间应在4小时及以上。这主要是考虑参与调峰的电储能装置必须接受电力调度机构的统一调度指挥，其一次、二次设备以及信息通讯都必须满足电网各项标准和规定。电储能设施如充电功率低、持续充电时间短，对省级电网一天之内移峰填谷的作用就很有限，不但费效比不高，还有可能给电网运行管理带来额外的负担和风险。
《通知》对有关各方提出的要求
电网企业要“服好务”。《通知》对电网企业提出了三点要求，一是主动为电储能设施接入电网提供服务;二是积极协助解决试点过程中存在的问题;三是按规定及时结算辅助服务费用。此外，还明确用户侧电储能设施按照已经相对成熟、规范的分布式电源相关政策执行，以解决电储能设施接网、计量、结算等关键环节可能遇到的问题。
调度机构要“负好责”。电力调度机构负责监测、记录电储能实时充放电状态，从而为电储能参与辅助服务补偿(市场)提供计量数据和结算依据。同时电力调度机构还要根据电网运行需要以及辅助服务市场规则，指挥相应的电储能设施没行充放电。
电储能经营者要“练好内功”。电储能设施经营运行单位应主动加强设备运行维护，在保证电储能设施安全、可靠，并严格执行各类安全标准和规定的基础上，不断提升电储能的运行性能，同时配合电力调度机构没行实施充放电信息接入。此外，电储能企业要做好参与市场准备，提高竞争意识和客户服务意识，客观分析自身的优势、劣势，选择合适的技术路线和商业模式，做好经营风险防控。
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