锂价高位回落 电芯及系统价格上涨

公告：2/20 适逢春节假期，【储能双周观察】将暂停发布。
 

锂矿及锂盐

近期碳酸锂在冲高后出现回落。截至 2 月 6 日，锂辉石精矿（SC6）CIF 报价每公吨 1,750-1,850 美元，均价每公吨 1,800 美元，环比下跌 7.9%；电池级碳酸锂现货价每公吨 13.2-14.2 万元人民币，均价约每公吨 13.7 万元人民币，环比上期下跌 9.0%。

期货方面，碳酸锂盘面在最高触及每公吨 18 万元后，于 1 月 30 日、2 月 2 日连续两个交易日接近跌停，随后进入震荡修复阶段。整体看，一月以来库存呈现反季节性下降，储能电芯排产维持高位，对基本面形成支撑；但锂盐价格处于每公吨 15 万元以上区间时，对储能项目及整车链条的利润挤压显著，现货承接能力下降，盘面更容易被资金行为放大波动。节前有色板块整体回调叠加避险需求上升，阶段性获利资金撤出亦加剧了价格波动。

供应端方面，智利锂盐出口一月环比增加 76%，结合春节节奏更可能对应一至二月合计发运，量级相对合理；同时国内盐湖与海外项目（如南美 Sigma 矿等）预计在节后上调供应指引，有望缓解阶段性供需偏紧。需求端方面，下游整体符合季节性特征，动力排产回落、储能维持高开工，节前备库基本完成。春节后在供需双增背景下，碳酸锂短期预计仍以震荡为主，价格中枢将更多取决于供应兑现节奏与资金情绪强弱的共同作用。
 

中国区市场电芯（储能电芯）

近期储能电芯报价延续上涨态势。据最新统计，方形磷酸铁锂储能电芯各型号价格如下：100 Ah 价格区间为每瓦时 0.420-0.465 元人民币，均价为每瓦时 0.443 元人民币，环比上期每瓦时上涨 0.013 元人民币，涨幅 2.9%；280 Ah 价格区间为每瓦时 0.330-0.390 元人民币，均价为每瓦时 0.360 元人民币，环比上期每瓦时上涨 0.018 元人民币，涨幅 5.1%；314 Ah 价格区间为每瓦时 0.330-0.390 元人民币，均价为每瓦时 0.360 元人民币，环比上期每瓦时上涨 0.018 元人民币，涨幅 5.1%。尽管近期碳酸锂盘面回落，但电芯报价重心仍在抬升，主要原因在于一季度头部电芯企业排产保持高饱和，交付资源偏紧，采购端对交期确定性的优先级上升，电芯端议价能力阶段性增强。同时，上游原材料价格波动向电芯端传导存在滞后，前期高价原料及材料涨价带来的成本影响仍在消化；经核算，一月底电芯含税成本已高于每瓦时 0.31 元。一月底个别电芯框采项目中 314 Ah 最高报价突破每瓦时 0.40 元，电芯短期内易涨难跌的市场预期得到强化。随着原料波动加剧，电芯企业与客户在中远期合同中采用联动价条款的比例上升；后续电芯报价能否回落，关键在于联动条款的结算窗口、交付节奏与新增订单强度，而非单纯锂盐盘面短期涨跌。
 

中国区市场储能系统

近期中国区市场储能系统中标价小幅上行。根据最新统计，直流侧液冷集装箱（2h）价格区间为每瓦时 0.43-0.52 元人民币，均价每瓦时 0.48 元人民币，环比上期上涨3.3%；交流侧液冷集装箱（1h）价格区间为每瓦时 0.79-0.85 元人民币，均价每瓦时 0.82 元人民币，环比上期持平；交流侧液冷集装箱（2h）价格区间为每瓦时 0.49-0.60 元人民币，均价每瓦时 0.55 元人民币，环比上期上涨 2.4%；交流侧液冷集装箱（4h）价格区间为每瓦时 0.46-0.52 元人民币，均价每瓦时 0.49 元人民币，环比上期持平。近期电芯价格上行使系统端成本抬升更快传导，带动系统报价与中标均价同步上移，但系统端涨幅整体弱于电芯端，2h 储能系统报价小幅上涨，4h 储能系统报价仍显著承压。区域表现上，一月宁夏、河北、新疆三地采招规模亮眼。与此同时，招标侧对履约与运行指标的约束持续强化，准入门槛与考核条款同步收紧：除投运业绩、并网适配与安全合规外，质保年限、可用率考核、响应时效、备件保障、违约罚则与运维服务等条款权重上升，削弱以减配或缩短质保换取低价的中标策略。若电芯价格高位运行延续，系统端报价仍面临上行压力，但涨幅将受项目招标节奏、竞价强度及集成商成本消化与让利空间共同约束。

2026 年 1 月 27 日，国家发展改革委、国家能源局联合印发《关于完善发电侧容量电价机制的通知》，提出分类完善煤电、气电、抽水蓄能与新型储能容量电价机制，并明确建立电网侧独立新型储能容量电价机制，容量电价水平将结合放电时长、顶峰贡献等因素确定；同时提出在电力现货市场连续运行后，有序建立发电侧可靠容量补偿机制，按顶峰能力等统一原则进行补偿并逐步扩展范围。该政策的关键意义在于，把“容量贡献”对应的收入来源进一步制度化，使电网侧与独立储能在电能量套利与辅助服务之外，获得更稳定的收益支撑与更清晰的核算口径。在电价波动与辅助服务价格不确定的背景下，这类容量机制更有利于提升项目现金流稳定性与融资可获得性，并推动项目侧更加重视可用率、响应能力与持续顶峰贡献等硬指标，带动运维管理与全生命周期性能要求上移。结合国内新能源并网规模持续扩大、系统调节需求加速上行，容量机制的完善有望在 2026 年对电网侧与独立储能新增装机形成持续支撑，并显著提升项目收益的抗波动能力与可融资性。