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事件：根据CNESA 统计，2023 年6 月储能招标规模达5GW/15GWh，中标规模达3.8GW/13.8GWh。价格方面，6 月2 小时磷酸铁锂电池储能系统中标均价1.082元/Wh，同比下降24%，环比下降12%，较1 月下降25%；EPC 中标均价为1.619元/Wh，同比下降14%，环比上升0.3%，较1 月下降2%。
新能源配储趋势不改，地方配储政策持续加强。今年以来，河南、山东、广东、河北等地陆续发文加快新型储能发展，要求严格按照开发方案中承诺的储能配比配置储能设施。其中，6 月5 日《广东省促进新型储能电站发展若干措施》提出新增新能源项目需按照10%、1h 配置新型储能，同时鼓励存量新能源项目按照该标准配置新型储能；6 月29 日，《河北省风电、光伏发电年度开发建设方案拟安排项目情况公示》明确保障性并网项目需配置一定比例储能或购买储能调峰服务（冀北电网20%、2h，南网15%、2h），源网荷储一体化项目标准进行建设或按照20% 、4h 配置储能或购买储能调峰服务，并预计最高配储3.1GW/7.4GWh。
光储制造成本显著下降，建设意愿有望加强。参考EnergyTrend，当前182 单面单晶PERC 组件主流成交价为1.35 元/W，210 单面单晶PERC 组件主流成交价为1.37 元/W；我们预计在硅料价格跌幅较大以及技术不断进步迭代的情况下，光伏组件价格仍将向下，叠加储能系统的不断降价，光储建设成本有望显著降低，从而改善下游对储能项目的接受度，自发提高建设意愿。
峰谷价差拉大，工商业储能经济性显著提升。据储能与电力市场统计，自5 月以来，不少区域针对优化峰谷时段划分、进一步扩大峰谷电价水平。7 月共24 个区域峰谷价差超过0.7 元/kWh，较6 月份15 个区域峰谷价差超过0.7 元/kWh，范围明显扩大；近七成的区域7 月峰谷价差同比增长。随着峰谷差拉大，我们认为用户侧储能的关注度和市场热度将越来越高，持续看好用户侧储能方向上的投资机会。
投资建议：电力系统加速转型下，储能兼具高增长、高确定双重属性，我们建议选择竞争优势较高的标的。重点推荐：南网旗下、电源清洁化+电网智能化的储能龙头【南网科技】；EPCO 电能综合服务商，工商业储能订单充裕【苏文电能】；储能订单不断落地的【林洋能源】；积极布局火电灵活性调峰储能改造解决方案的【西子洁能】；华电旗下、风光火氢协同发展的辅机龙头【华电重工】；熔盐、压缩空气储能、氢能协同发展的【三维化学】。
风险提示：政策支持力度不及预期，技术发展不及预期，储能下游需求不及预期，行业竞争加剧风险。
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