问题三：
《细则》规定：
第四条：电力调度机构应按国家有关法律法规及技术标准的要求，为储能电站接入电网提供必要的服务，加强储能电站调度管理。电力调度机构负责监测、记录储能电站实施充放电状态。储能电站充放电状态接受电力调度机构统一调度指挥。
第十六条：电力调度机构按照《南方区域发电厂并网运行管理实施细则》相关条款对储能电站自动化装置（包括监控系统、PMU装置、电量采集装置、时钟系统及监测装置、调度数据网、电力监控系统网络安全设备等）运行情况进行考核。
储能电站与调度直接的通信通道工程，是应该电网投资还是投资方投资？配套通信工程配置要求，站内自动化装置配置要求？
经济性分析：
我们可以通过三种模式的经济性比较，来分析参加电力辅助服务的投资回报是否比原来两次的调峰有所增长。
按照模式1，每天三次在电价最低的时候响应调度，每年的收益就是58．23万元／年，如果按照每天两充两放的调峰，削峰填谷的收益在62．58万元／年，明显可以看出，每天参与两次调峰的收益比每天三次调峰的收益要高。
但是如果按照模式3，即在高电价的时候进行调度，每天三次的调峰远比每天两次的调峰要高。但是由于这种情况不取决于电站，而是取决于调度，所以不确定的问题会比较多，无法进行测算。
无论其每天调峰两次还是三次，其收益都较常规的削峰填谷的收益为52．97万元要高。
参与电力辅助服务市场的储能电站，一是需要增加匹配功率的PCS投资；二是时需要增加储能电站与调度直接的通信投资。其成本的上升也是明显的。
通讯系统设备和通信工程建设，工程费用在50－200万不等。如用户是110KV变电站或者用户是安装了10kV并网的分布式光伏电站，即用户现已有电网通讯系统，储能电站即可以利用其原有的通讯系统即可，对于需要参与电力辅助服务而增加投入较少，如果这个储能的电站通讯系统需要新增建设，要增加一套调度通信系统，其费用可达200万左右的费用，这样投入在小规模的储能电站中成本占比较高。那么为了参与电力辅助服务其投入也是得不偿失的。
并参加电力辅助服务，调度是有条件的，而AGC调峰中，是否会调用到建设的电池储能电站，也是存在的不确定因素。
所以发布的规定对于市场有多大的促进效应现在还不能评判。目前也暂时还没有在运营的案例，还需要在实践的过程中，看一下实际的收益才可以进行下一步的讨论。
