8月各省市用户侧峰谷电价价差总体增大，24个区域价差超0.7元/kWh。根据储能与电力市场公众号的统计分析，8月全国大部分区域仍处于夏季用电高峰期，不少地区采用尖峰电价，峰谷价差比较非夏季增大。以35千伏工商业两部制电价为例作具体分析，峰谷价差超过0.7元/kWh的区域数量为24个，与7月份持平。其中广东（珠三角五市、江门市、惠州市）峰谷价差排在前三，分别为1.2218元/kWh、1.2158元/kWh和1.1758元/kWh，湖南、广东（东西两翼地区）、江苏、上海、重庆五地峰谷价差亦超过1元/kWh。
　　与2022年同期相比，8月近八成区域的峰谷电价价差同比增长。8月江西峰谷电价价差为0.8225元/kWh，与2022年同期江西0.3934元/kWh的峰谷电价价差相比，同比增长率高达109.07%；河北南、贵州地区2023年8月峰谷电价价差与2022年同期相比增长亦超过30%。
　　与7月环比而言，8月近七成区域的峰谷电价价差环比呈上涨态势。8月贵州峰段电价上浮比例扩大至60%、谷段电价下浮比例加大至60%，致使贵州峰谷电价价差环比增大24.75%；8月江苏峰谷电价价差报1.0615元/kWh，与7月份价差0.8568元/kWh相比亦增加24.49%。我们认为，随着峰谷价差环比持续扩大，工商业储能收益率有望不断提升，收益率提升将刺激工商业储能不断放量，看好工商业储能领域的投资机会。
　　7月新增运行新型储能项目规模2.4GW/4.9GWh，功率规模环比下降32%。根据中关村储能产业技术联盟公众号的统计分析，2023年7月，国内共发布143个电力储能项目（含规划、建设和运行），规模共计21.4GW。其中，新型储能项目规模合计14.7GW/31.8GWh，运行项目规模达到2.4GW/4.9GWh，受6月份的集中并网热潮影响，7月份新增运行规模的功率规模环比下降32%。7月新增的14.7GW/31.8GWh新型储能项目呈现出以下特点：
　　（1）就区域分布而言，7月新增新型储能项目主要分布在江苏、山东、天津、甘肃、重庆等23个省份。其中江苏新型储能市场规模最大，达3.5GW/7.0GWh。
　　（2）就技术分布而言，7月新增新型储能项目仍以锂离子电池为主，规模达13.1GW/28.6GWh，规模占比达89%，功率规模与上月持平。非锂储能技术方面，液流电池功率规模占比增加4%，压缩空气功率规模环比下降6%，其他混合储能项目依旧处于稳步发展阶段。
　　（3）就应用分布而言，7月电网侧功率规模环比增长率为45%，规模达12.2GW/25.9GWh，功率规模占比环比上升26个百分点，以独立储能为主；电源侧功率规模环比下降63%，规模为2.3GW/5.2GWh，以新能源配储为主。
　　投资建议。我们认为配置储能能够提高新能源电力供应的发电质量，提高电网运行的安全性和稳定性，未来中长期看储能行业市场规模依旧具备较大的增长空间。随着储能行业高速发展，各环节龙头企业将不断受益，建议关注宁德时代、南网科技、英维克、阳光电源、上能电气、科华数据等。
　　风险提示。储能下游需求不及预期风险；行业竞争加剧风险；政策变化风险。