过去补偿费用由电力系统中的发电机组分摊，2019年上半年，补偿费用主要来自发电机组分摊费用，占比为87.71%。储能独立主体的市场地位明确，电力辅助服务市场化机制趋向合理。新版“两个细则”明确提出积极推进新型储能、用户可调节负荷、聚合商、虚拟电厂等资源参与电力辅助服务。市场机制方面，按照“谁提供，i谁获利;i谁受益，i谁分担”的原则，辅助服务补偿费用电力系统内的发电企业、电力用户共同分担，亮正体现出辅助服务的价值。以美国、英国、澳大利亚、北欧为代表的国家电力市场发展成熟，主要产品是调频、备用、无功调节、黑启动等，市场通过竞价或长期协议的方式交易，服务费用通过输配电价传导到用户恻由终端电力用户承担。市场机制更为合理，更能体现电力辅助服务的实际价值。我国电化学储能快速发展,在电力辅助服务巿场应用潜力巨大。电化学储能以其灵活性高、响应速度快、环境资源约束小、技术进步空间大、与新能源发协同效应高的优势，在电力辅助服务市场有巨大的应用空间。根据BNEF统计，2020年中国电化学储能新增装机2.3GWh，同比增长156%。根据CENSA统计,2020年新增投运的电化学储能项目中,电网侧储能296.4MW( 37.8%)，电源侧辅助服务201.5MW ( 25.7%)。未来伴随若我国能源结构的转型、电力市场的成熟和储能成本的降低，电化学储能将爆发出巨大的i潜力。我们预计,全球2025年电网侧调频需求带动的储能需求为6.9GWh。