锂矿及锂盐
近一周，锂辉石精矿与电池级碳酸锂价格小幅回升。其中，电池级碳酸锂现货价格区间为每公吨 14.9-15.5 万元，均价约 15.2 万元，环比回升 1.7%；同期中国锂辉石精矿（SC6，CIF）价格区间为每公吨 2,140-2,240 美元，均价 2,190 美元，环比回升 2.8%。本周锂盐价格延续高位震荡，现货流通偏紧、基差走强及下游刚需采买仍对价格形成支撑。周中盘面回落时，下游备货需求有所释放，部分成交集中在每公吨 15 万元附近；但价格反弹后，产业端追高意愿仍相对有限，说明当前价格修复更多体现为市场对近端供需偏紧和库存去化的重新定价，而非需求侧出现全面扩张。
供给端看，枧下窝复产进程再度出现变数，江西矿端增量释放节奏仍需继续观察。8 月 26 日，宜春市生态环境局撤销枧下窝锂矿采矿项目环境影响报告书拟受理公示，后续需在核准符合要求后再另行公示，意味着该项目复产时间较前期乐观预期继续后移。海外方面，津巴精矿到港和部分企业复产将成为九月后碳酸锂产量修复的重要增量，但津巴后续出口政策仍未完全明朗，四季度矿端供应仍存在扰动变量。盐端方面，八月以来碳酸锂库存延续去化，九月虽有辉石增量缓解供应压力，但旺季排产仍对需求形成支撑。整体来看，碳酸锂短期仍处于“强现实、弱预期”的矛盾中，去库和基差走强支撑价格底部，但远期需求预期偏弱、电芯库存压力以及后续供给修复仍会压制价格大幅上行空间。预计近期价格仍以区间震荡为主，若江西、津巴等供给扰动继续兑现，价格或阶段性偏强；但持续单边上行仍需要需求预期进一步扭转。
中国区市场电芯（储能电芯）
近一周，中国磷酸铁锂储能电芯价格稳中小幅修复。100 Ah 产品价格区间为每瓦时 0.400-0.480 元，均价每瓦时 0.440 元，环比持平；280 Ah 产品价格区间为每瓦时 0.340-0.390 元，均价每瓦时 0.365 元，环比上升 0.7%；314 Ah 产品价格区间为每瓦时 0.340-0.390 元，均价每瓦时 0.365 元，环比上升 0.7%。本周碳酸锂价格维持相对坚挺，电芯端成本支撑较前期增强，280 Ah、314 Ah 等主流大储规格成交重心小幅上移。相比之下，100 Ah 产品受户储渠道库存和远期需求预期影响，价格仍以稳定为主，尚未形成同步上调动力。
从成本传导看，电芯环节价格波动仍相对温和。一方面，锂盐价格高位震荡使电芯企业低价出货意愿下降，铜等有色金属及部分核心器件价格偏强，也对辅材和导电件成本形成支撑；另一方面，九月起锂离子蓄电池消费税正式进入执行阶段，近期部分电池企业已通过调价联络函将新增税费更多传导至客户侧，对新签订单和部分未交付订单形成一定托底。与此同时，大储订单仍处集中交付阶段，年底前主流规格电芯供需并不宽松。不过，电芯远期产能预期仍较充足，大客户议价能力仍在，企业仍需在成本传导、锁定订单和维持客户关系之间平衡。预计短期储能电芯价格以稳中偏强为主，但主流规格连续明显上行的空间仍相对有限。
中国区市场储能系统
近一周，国内电化学储能系统成交价整体持稳。直流侧 2h 液冷集装箱价格区间为每瓦时 0.45-0.53 元，均价每瓦时 0.49 元，环比持平；交流侧 1h 液冷集装箱价格区间为每瓦时 0.81-0.87 元，均价每瓦时 0.84 元，环比持平；交流侧 2h 液冷集装箱价格区间为每瓦时 0.52-0.63 元，均价每瓦时 0.58 元，环比持平；交流侧 4h 液冷集装箱价格区间为每瓦时 0.50-0.55 元，均价每瓦时 0.53 元，环比持平。虽然主流电芯价格小幅修复，但系统端尚未出现同步上调，主要因为系统价格还受到 PCS、变压器、EMS、BMS、温控、消防、并网调试、质保及交付责任等多项因素约束。当前系统价格仍处低位稳定阶段，集成商一方面需要消化电芯和器件成本扰动，另一方面仍要面对业主端对设备单价和全生命周期成本的控制要求，后续项目报价更考验配置完整性、交付边界和履约能力。
近期系统端项目招标和中标继续体现出“价格低位稳定、交付要求抬升”的特征。八月下旬，中国大唐启动 2026–2027 年度 5 GWh 磷酸铁锂储能系统框架采购，覆盖 0.5C 与 0.25C 系统，并将跟网型、构网型系统同时纳入采购范围，反映出大型发电集团在常规储能采购之外，开始更明确地为构网型能力预留份额。同期，广西桂冠山东莱州 50 MW/100 MWh 储能设备中标单价约为每瓦时 0.581 元，泊头智核 100 MW/400 MWh 独立储能系统设备候选报价也集中在每瓦时 0.58–0.59 元附近，说明常规及混合技术路线的系统设备价格仍处于低位竞争区间。对系统集成商而言，后续竞争重点不再只是压低设备单价，而是需要同时满足电池舱、PCS、箱变、BMS、EMS、热管理、消防、并网适配、交付周期和质保服务等完整边界；构网型、钠离子等技术路线进入招标文件后，也将进一步放大企业在系统方案设计和多技术路线集成能力上的差异。
此外，八月底市场围绕锂电产能审批趋严的讨论明显升温，但现阶段仍需区分市场传闻与已确认政策。8 月 24 日，有市场消息称下半年新申报锂电产能审批趋于收紧，但该说法尚未形成明确公开政策，不能直接理解为电芯扩产已被全面叫停。更明确的是，年初以来监管层已连续推动动力和储能电池行业竞争秩序治理：1 月 7 日，工业和信息化部、国家发展改革委、市场监管总局、国家能源局联合召开动力和储能电池行业座谈会，提出优化产能管理、健全产能监测和分级预警机制；4 月 9 日，四部门再次召开动力及储能电池行业企业座谈会，进一步提出推进产能预警调控、规范价格竞争、压缩供应商账期、加强产品质量监管等要求。对储能价格而言，这意味着电芯环节的扩张逻辑正在从单纯产能竞赛，转向有效产能、订单消化、产品质量和价格秩序的综合筛选。短期看，锂盐价格坚挺、消费税成本传导及大储集中交付对电芯价格形成支撑；但中期看，存量产能和新增规划仍会限制价格持续大幅上行。后续需要关注产能治理能否改善非理性低价竞争和账期压力，并推动电芯及系统价格回到更可持续的竞争区间。