2022年1月，国家发改委、国家能源局发布《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》，提出到2025年，全国统一电力市场体系初步建成，国家市场与省（区、市）/区域市场协同运行，电力中长期、现货、辅助服务市场一体化设计、联合运营，跨省跨区资源市场化配置和绿色电力交易规模显著提高，有利于新能源、储能等发展的市场交易和价格机制初步形成。国务院于2022年3月发布的《关于加快建设全国统一大市场的意见》进一步指出，要建立全国统一的能源市场，健全多层次统一电力市场体系。
2020年，西北地区新能源装机已达到1.29亿千瓦，2022年预计投产超4000万千瓦，总装机将超过1.8亿千瓦，成为网内第一大电源类型。高比例新能源将是新型电力系统常态，但其间歇性、波动性等固有特性对新能源实时消纳带来了巨大挑战，新型储能可以很好地帮助解决高比例可再生能源消纳问题。
新型储能参与西北区域
调峰辅助服务市场初具雏形
新型储能是指除抽水蓄能外的新型电储能技术，包括锂电池、钠电池、液流电池、压缩空气、飞轮、储热、储氢等多种方式。目前西北五省（区）都出台了新型储能参与调峰辅助服务市场的规定，容量不小于10兆瓦/20兆瓦时或者5兆瓦/10兆瓦时，同时具备AGC功能等条件的发电侧、用户侧或电网侧储能电站均可以参与，由西北网调根据电网运行需要，与其他市场主体竞价出清，并形成储能的正式调峰曲线。
甘肃省除了调峰辅助服务市场允许新型储能参与外，调频辅助服务市场也允许新型储能参与。新型储能参与调峰辅助服务市场模式为日前申报、日内调用，市场初期申报价格上限为0.5元/千瓦时；调频市场采用日前报价、日内出清模式，报价上限暂定为15元/兆瓦。
青海省新型储能参与调峰辅助服务市场模式为双边协商交易和市场竞价交易。宁夏新型储能参与调峰辅助服务市场包括双边协商交易和单边竞价交易两种类型，补偿价格上限为0.6元/千瓦时。新疆电储能设施根据电力调度机构指令进入充电状态的，对其充电电量进行补偿，补偿标准为0.55元/千瓦时，独立市场主体的电储能设施可与发电企业通过双边协商确定交易价格。
西北区域多层次统一电力市场
亟待完善
西北区域已经形成了以750千伏骨干网架为核心的区域电网，电力交易主要在区域内完成，区域间交易比例较小，构建区域电力市场更为便捷。区域电力市场需针对不同新型储能交易类型构建多层次统一交易市场，其中，容量市场主要针对3-5年甚至更长时期的新型储能市场需求，中长期市场主要针对年度、季度和月度新型储能市场需求，现货市场主要针对日前新型储能市场需求，辅助服务市场主要针对实时新型储能市场需求。西北区域辅助服务市场已经允许新型储能参与，但开放力度还太小，其它辅助服务市场如旋转备用、非旋转备用、转动惯量、爬坡速率等也需尽早建立并允许新型储能参与。
