2017年10月，国家能源局发布的《关于促进储能技术与产业发展的指导意见》，为国内储能行业由商业化初期过渡并向规模化发展转变定下基调。

在这个被业内视作整个储能行业发展的“顶层政策”的影响下，过去三年，国内储能行业迎来快速发展。2020年，中国已投运储能项目累计装机规模占全球市场总规模的18.6%，同比增长9.8%。

21世纪经济报道记者注意到，尽管抽水蓄能目前在全球储能结构中占据绝对比重。但业内人士普遍认为，未来储能最大的增长空间却在电化学储能领域。

方正证券指出，抽水蓄能是当前应用最为广泛的储能电站，但蓄水电站的建设受制于地理环境，且由于抽水蓄能效率较低，在其他储能技术逐渐成熟的情况下，其新增装机增速逐年放缓。该机构测算，预计到2025年，全球发电侧、电网侧、用户侧累计的储能规模超过205GW。且在碳中和背景下储能政策支持力度大，叠加系统成本下降导致经济性显现，储能预期确定性增长。

中关村储能产业技术联盟分别基于保守和理想两种场景，对2021-2025年中国电化学储能市场的规模和发展趋势进行了预测。其中，在保守场景下，国内电化学储能市场在2021年继续保持快速发展，累计装机规模达到5.79GW。“十四五”期间，国内电化学储能累计装机规模年复合增长率（CAGR）为57.4%，市场将呈现稳步、快速增长的趋势。

事实上，《指导意见》自今年4月份在征求意见阶段，便吸引了行业内的广泛关注。

根据《指导意见》，到2025年，新型储能技术创新能力显著提高，核心技术装备自主可控水平大幅提升，在低成本、高可靠、长寿命等方面取得长足进步，标准体系基本完善，产业体系日趋完备，市场环境和商业模式基本成熟。新型储能在推动能源领域碳达峰、碳中和过程中发挥显著作用。

值得一提的是，《指导意见》明确提出，到2030年，实现新型储能全面市场化发展。新型储能核心技术装备自主可控，技术创新和产业水平稳居全球前列，标准体系、市场机制、商业模式成熟健全，与电力系统各环节深度融合发展，装机规模基本满足新型电力系统相应需求。新型储能成为能源领域碳达峰、碳中和的关键支撑之一。

此外，《指导意见》还提出，要强化规划引导，鼓励储能多元发展，统筹开展储能专项规划、大力推进电源侧储能项目建设、积极推动电网侧储能合理化布局、积极支持用户侧储能多元化发展；要推动技术进步，壮大储能产业体系，提升科技创新能力、加强产学研用融合、加快创新成果转化、增强储能产业竞争力。