锂矿及锂盐
近一周，锂辉石精矿与电池级碳酸锂价格均有所回落。其中，电池级碳酸锂现货价格区间为每公吨 14.1–14.7 万元，均价约 14.4 万元，环比下降约 5.3%；同期中国锂辉石精矿（SC6，CIF）价格区间为每公吨 2,080–2,180 美元，均价 2,130 美元，环比下跌 2.7 %。本周碳酸锂价格回调，主要受库存统计口径调整、盘面情绪降温以及津巴矿陆续到港带来的供应修复预期影响。价格回落后，下游低位备货有所释放，但整体仍以刚需采购为主，现货端并未出现明显转弱。整体来看，本轮回调更多来自供应预期和资金情绪扰动，而非需求侧快速走弱。
供给端看，枧下窝环评拟受理公示被撤销后，江西矿端增量释放节奏仍需继续观察；江西其他矿山也陆续进入停产换证流程，四季度矿端扰动尚未完全消除。海外方面，津巴矿陆续到港带动国内锂矿库存回升，后续辉石增量将逐步反映到盐端产量，但智利、巴西等海外资源端仍存在阶段性扰动，供应恢复节奏并非完全线性。需求端，九月双节备货、动力电池排产和储能电芯交付仍对碳酸锂形成支撑，社会库存延续去化，现货流通偏紧也使基差维持偏强。预计短期碳酸锂价格仍以震荡为主，库存口径扰动消化后，现货成交和基差表现仍会对底部形成支撑；但在津巴资源到港、盐端产量修复和远期需求预期偏弱的背景下，价格持续大幅上行的基础仍不充分。
中国区市场电芯（储能电芯）
近一周，中国磷酸铁锂储能电芯成交价整体持稳。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，环比持平；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，环比持平。虽然碳酸锂价格周内回调，但前期原料价格上行对电芯成本仍有滞后支撑，叠加储能订单交付节奏较好，电芯端并未跟随原料价格同步松动。100 Ah 产品仍受户储渠道库存和远期需求预期影响，价格弹性相对有限；280 Ah、314 Ah 等主流大储规格则在项目交付支撑下维持低位稳定。
从订单节奏看，电芯环节短期仍有一定支撑。大储项目处于集中交付阶段，主流规格电芯订单能见度较好，企业低价出货意愿较前期下降。与此同时，九月起锂离子蓄电池消费税进入执行阶段，部分电池企业已通过调价联络函、补充协议或新签订单条款，将新增税费更多向客户侧传导，对未交付订单和后续订单形成托底。不过，储能电芯远期供给预期仍较充足，大客户议价能力仍在，企业仍需在锁定订单、维持客户关系和成本传导之间寻找平衡。预计短期储能电芯价格以稳定为主，若锂盐继续回落，远期订单仍有重新议价空间；但在旺季交付和税费成本支撑下，主流规格大幅下行的概率也相对有限。
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。当前系统端尚未受到锂盐短期回调的明显影响，主要由于电芯成交价整体持稳，且系统价格还受到 PCS、变压器、EMS、BMS、温控、消防、并网调试、质保和交付责任等多项因素约束。在系统价格已处低位的背景下，集成商继续压缩设备单价的空间有限，项目竞争更多体现为成本控制、配置完整性、并网适配和履约能力的综合比较。
近期储能项目招标和中标信息显示，混合技术路线在实际项目中的应用频率有所提升。除常规磷酸铁锂方案外，部分项目开始引入全钒液流、超级电容等路线，形成“磷酸铁锂+差异化技术”的复合配置。例如，山东邹平 100 MW/202 MWh 共享储能项目采用磷酸铁锂与全钒液流混合路线，山西晋城城区 200 MW/362 MWh 独立混合储能项目采用磷酸铁锂与超级电容组合，山西晋北采煤沉陷区新能源基地 820 MW/3280 MWh 储能项目也体现出大容量、长时长项目加速推进的趋势。由于上述项目多为 EPC 或总承包口径，包含设计、设备采购、土建安装、调试并网、试运行、验收和质保服务等内容，不能与单纯系统设备价格直接比较。但从产业趋势看，储能系统集成正在从标准化电池舱供货，转向长时储能、混合技术路线和工程化交付能力的比拼。对集成商而言，后续竞争重点不再只是设备单价，而是不同电池体系、PCS/EMS 协同、涉网试验、热管理、消防方案和长期运维责任之间的系统匹配能力。
此外，九月初 AIDC 供电与算电协同成为储能产业新的应用讨论方向。九月 2–4 日，2026 开放数据中心大会暨首届算博会在北京举行，会议围绕算力基础设施、绿色低碳算力、液冷散热、供配电架构和算电协同等方向展开讨论。在高密度算力负载快速提升的背景下，数据中心对稳定供电、绿电消纳、备用容量和动态调节能力的要求提高，储能系统的应用价值也从传统新能源配储，延伸至 AIDC 园区级能源管理和高可靠供电场景。短期看，AIDC 配储不会直接改变国内大储系统低价竞争格局，但会推动部分项目更加关注 PCS/EMS 协同、负荷预测、备用容量配置、并网支撑和长期运维能力。后续若算力中心与绿电、储能、虚拟电厂等模式加快结合，储能系统价格分化可能进一步加大：标准化大储项目仍以成本竞争为主，高可靠供电和算电协同场景则更看重系统方案与运行质量。