随着电力市场改革的进一步深入，电力辅助服务市场已经成为改革的重点和焦点。储能作为一种手段，以其快速准确的响应能力和灵活的配置，在以调频为代表的辅助服务领域取得了商业突破。另一方面，与高效合理应用储能相匹配的市场机制和政策环境还存在许多缺陷。未来，随着可再生能源比例的提高，中国电力系统将对灵活的资源参与监管提出更高的要求，储能将在未来的低碳能源体系中发挥至关重要的作用。相比之下，我国辅助服务市场的建设仍处于起步阶段，市场规则的合理性有待探索。规则的调整需要与时俱进，朝着长远发展的目标前进。
目前市场化取得了一些进展，但仍存在许多问题。其中最重要的是储能系统进入辅助服务市场的身份认定，即“如何进入市场”的问题。可以从两个层面来看：
首先，规则允许进入但在实际操作中有许多困难。根据各地区辅助服务市场的规章制度，基本明确了储能参与辅助服务市场的身份，允许独立储能厂和联合储能厂参与辅助服务。然而，从实际层面来看，除了与火电机组绑定的储能形式之外，其他形式的储能系统很难进入市场。现有交易调度平台仍难以支持此类项目参与服务，土地和电网连接审批仍存在一定困难。从长远来看，资源整合的独立蓄能电站和用户端蓄能电站也将成为参与辅助服务应用的主力军，技术支持和政策支持有待完善。
其次，进入市场后与其他参与者相比，存在“待遇”上的差距，即“公平问题”。目前仍存在冗余机组挤占各地优质资源市场空间的现象。辅助服务调度策略相对简单，缺乏独立储能电站的最优调度机制，不能满足未来电力现货市场的需求，也不能保证与电力现货市场的衔接。这也是为什么现有的储能项目往往受制于独立的调度实体，并且独立的储能工厂很难与其他市场实体公平竞争。
同时，储能项目的投资收益难以保证。目前，储能进入辅助服务市场后，仍然存在利润难以保证的问题。在市场开放之初，由于边际价值高，储能能获得高价值回报的领域主要集中在调频辅助服务领域，更好地实施了“按效付费”。然而，政策的快速调整极大地影响了储能参与辅助服务市场的投资收益。2019年，华北能源监管当局调整了华北两个细则中的K值上限，修订了蒙西电网细则中的“日调节深度”和“自动发电控制服务贡献日补偿功率”的计算方法，导致调频辅助服务收入大幅下降。
总的来说，辅助服务市场缺乏长期运行机制。我国辅助服务市场机制尚未形成，储能等新的监管资源提供的辅助服务的成本和响应补偿不能完全反映电力系统的需求，相应的成本支付也没有通过市场传递给实际受益者。事实上，这是一个辅助服务的整体问题，与电力市场，特别是现货市场的建设步伐密切相关。迫切需要深化电力市场改革，完善辅助服务价格形成机制，逐步将辅助服务市场规则与现货市场接轨。这也是解决各种新技术和新市场参与者参与市场并获得合理价值回报的必要途径。
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