在经过一轮热热闹闹的“小作文行情”后，A股最近重新回到低迷期，市场呈现量价齐跌的走势，不仅主要指数有较大回撤，市场交易量也不断创近期低点。但这波热闹的行情与新能源无关，从指标表现来看，新能源指数在A股10月底至今的反弹行情中，表现较差，仅在11月的第一周小幅度反弹后，再度进入下跌行情中。

从2019年至今，在全球碳中和的推动下，新能源成为全球资本市场的宠儿。在不断增长的新能源装机量的带动下，储能装机量也同样迎来了指数级的增长。近期跌跌不休光伏、储能等新能源赛道，未来表现如何？又该如何看待2023年储能行业的行情？当前又是否是上车的良机？

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从长期发展的逻辑来看，包括风电、光伏、新能源车、储能等新能源子赛道，均受益于全球碳中和的大趋势，各子赛道由于技术成熟度的不同，应用场景的不同，以及产业发展阶段的不同，又有所区别，体现在资本市场中，相应的行业指数虽然大趋势基本一致，但在每一轮行情中的持续时长和弹性都有所差异。

而对于储能而言，技术路线多样，每一条技术路线均对应一个完整的产业链，又对应着不同的应用场景，因此在投资中更具复杂性。以当前储能的技术路线来看，主要以抽水蓄能为主，截至2021年，全球储能市场装机量为205.3GW，抽水蓄能在全球的储能市场中占比约88%，其次为包括铅酸电池、锂电池、钠离子电池、全钒液流电池等在内的电化学储能，占比约10%。其余的压缩空气储能、飞轮储能、氢储能等储能方式占比较小，不足2%。

需求端的变化，是当前影响储能市场表现的最重要因素。与光伏、风电类似，中国、欧洲、美国为当前储能的三大市场，因此这三大市场2023年储能装机量的需求，很大程度上决定了明年储能行情的表现。

首先来看国内储能的市场需求情况。国内当下快速增长的储能装机需求主要源于政策对新能源装机的要求。从各地方政府的要求上，新能源装机需进行强制配置一定百分比的储能装置，如湖南省要求风电和集中式光伏发电，必须配置不低于15%的储能装置，上海要求海上风电的储能配置不低于20%，其他各省市对于新能源装机的储能配置要求在2%-20%不等。同时，根据碳3060的目标，发改委也对电力央企做出强制要求，到2025年新能源装机量不得低于50%。因此，就国内储能市场而言，政策驱动下表前储能（主要为电源侧和电网侧，B端市场）的大型储能需求的快速增长，是最大的需求增量。

而在政策强制要求之外，储能试点政策中，储能电站参与电力市场调峰服务补偿和调频补偿收益，是储能的经济效益带来的市场需求增量。调峰是指在用电高峰时，通过调用其他机组对来满足用电负荷收益来源于电网向被调用的机组所支付的补偿收入。各省市都根据本地的实际情况，对储能装机、独立储能的调峰等给予了财政补贴。例如《河南省“十四五”新型储能实施方案的通知》中，规定独立储能调峰补偿价格报价上限暂为0.3元/ kWh，新疆对于发电侧储能调峰补贴为0.55元/kWh，财政补贴带来的增益，叠加储能对新能源发电调峰调频的效果，使得储能给新能源电站很大程度上带来了降本增效的效果。因此，储能在新能源发电中实际起到增效作用，成为市场主导下，储能需求的重要增长动力。

其次是美国的市场，也是未来有望成为储能装机最大、增速最快的市场。与中国类似，美国储能市场的需求同样主要来源于政策推动下，表前储能的大型储能需求。根据美国知名咨询机构WoodMac的数据，2022上半年美国表前储能新增装机达5.01GWh，实现了超过200%的增长。但是，受制于2022上半年美国对中国企业在东南亚的组件产品实行反规避调查，光伏装机量在供给端受到了较大的约束，进而限制了光储装机的增长。但这一限制随着10月份《通胀削减法案》的实行，在未来将刺激光储需求的大幅度增长。

同时，美国储能产业激励带来的光储需求。2016年美国储能协会向美国参议院提交了ITC法案，明确先进储能技术都可以申请投资税收减免，并可以以独立方式或者并入微网和可再生能源发电系统等形式运行。额外的激励措施促进了储能产业发展和项目建设完善的市场环境和价格机制，刺激大型储能装机项目的发展。

除了大型储能项目之外，《通胀削减法案》的规定下，独立储能和小型储能项目也同样迎来快速增长的机会，1MW以上项目或将迎来抢装潮。根据《通胀削减法案》，独立储能首次获得抵免资格，过去为了具备ITC获取资格储能项目必须与光伏发电项目配对，此次政策变动使储能摆脱太阳能配对限制，降低了储能项目的建设成本和时间，小型储能项目及独立储能的发展在税收抵免政策的刺激之下，也将迎来快速的增长。

最后为欧洲储能市场的发展。与美国中国储能市场显著不同，欧洲近几年储能需求的快速增长主要来自于户储需求的爆发。特别是俄乌冲突导致的能源危机，海外电价居高不下，欧洲用户端的户储经济性凸显。

以德国为例，在俄乌冲突爆发导致其天然气供应不足的情况下，电价出现了出现了快速上涨，根据TRADING ECONOMICS统计的德国期货电价，最高达到了近0.7欧元/kWh，相比2022年初增长6倍。虽然近期有所下降，不过当前居民用电价格已经被锁定，居民端的装机意愿仍然强烈。

以一个10kWh容量、运行时间为20年的户用储能系统为标准，假定初始光储投资总成本为0.9欧元/KWh，用电价格为0.3欧元/kWh的情况下，用户投资收益率将达13.4%，投资回收期仅为5年。在0.65欧元/KWh投资成本和0.5欧元/kWh的居民用电价格下，其收益率可高达34.9%，投资回收期更是仅为2年。这种显著具有经济效益的户储需求，使得欧洲户储需求在市场的经济效益驱动，有了极其快速的增长。

同时，从未来的增长空间来看，当前的户储渗透率非常低，未来具有极大的增长空间。根据IHS和IEA统计，近十年全球累计光伏配储比例逐年上升，2021年光伏配储渗透率年已经达到了5.7%，仍然处于较低水平。分区域来看，目前仅有意大利和德国等欧洲地区渗透率达到了10%以上，其中德国的渗透率超过了20%。不过从全球范围内可以看出包括美国、澳洲等在内的多个国家，其光伏配储渗透率仍不足10%，全球户储渗透率仍有很大的提升空间。

因此综合来看，新型储能在政策等需求带动下获得快速提升，具有极大的发展潜力。

基本面之外，储能当前的估值也具有较高性价比。

以储能产业指数（931746.CSI）为例，截止2022年12月22日，指数的PETTM为26.6x，处于近三年最低点位置。同时，结合其未来估值及盈利增速的估算来看，市场预测其2023年盈利增速将继续超过30%，2023年PEG仅为0.29，具有较高的配置价值。

(本文作者黄大智为星图金融研究院高级研究员)