锂矿及锂盐
近一周，锂辉石精矿与电池级碳酸锂价格明显回落。其中，电池级碳酸锂现货价格区间为每公吨 12.8-13.2 万元，均价约 13.0 万元，环比下降约 9.7%；同期中国锂辉石精矿（SC6，CIF）价格区间为每公吨 1,800-1,900 美元，均价 1,850 美元，环比下跌 13.1%。本轮价格快速回调，主要受宏观情绪转弱、远期需求预期下修以及矿端供应改善预期共同影响。随着津巴精矿陆续到港，国内锂矿库存回升，市场对后续辉石提锂产量恢复的预期增强，前期由矿端扰动形成的价格溢价有所收窄。同时，部分电芯排产预期出现调整，也削弱了市场对四季度需求持续高增的判断。不过，当前盐端现货并未同步转为宽松，价格下跌后下游备货有所释放，社会库存仍在去化，流通货源偏紧并带动基差走强。因此，本轮下跌更多反映市场对后续供应恢复和远期需求放缓的提前定价，而非当前现货供需已经明显转弱。
供给端看，当前碳酸锂并未立即转向明显宽松，但四季度供应修复的方向已经逐步清晰。国内方面，江西云母矿停产换证仍对短期产量形成约束，枧下窝复产暂无明确新增进展，部分锂盐基地阶段性检修也会延缓近端增量释放；但海外精矿陆续到港后，国内锂矿库存已经回升，部分辉石提锂产线逐步恢复，后续进口矿增量有望进一步缓解矿端紧张。需求端，九月动力及储能电芯排产仍处较高水平，双节前备货也对现货成交形成支撑，但部分电芯企业开始主动调整库存，远期排产预期较此前有所下修，需求增速存在放缓迹象。库存端目前仍在去化，但去库幅度已有收窄，表明现货供需尚未转弱的同时，后续供需缺口也在逐步缩小。综合来看，短期备货需求、现货偏紧和库存去化仍会限制价格继续快速下探，但随着进口矿增加、盐端产量恢复以及需求预期降温，四季度供给压力将逐步显现。预计碳酸锂价格短期以震荡为主，快速回调后不排除阶段性修复，但重新回到前期高位仍缺乏足够支撑。
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格整体偏稳，部分规格小幅下探。100 Ah 产品价格区间为每瓦时 0.395-0.480 元，均价每瓦时 0.438 元，环比下降 0.6%；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。随着碳酸锂价格快速回落，电芯成本端重新获得一定下行空间，但原料价格向电芯成交价的传导仍存在时滞，当前大储项目交付保持稳定，280 Ah、314 Ah 等主流规格暂未出现明显调整。相比之下，100 Ah 前期由户储及海外需求形成的规格溢价逐步消退，叠加供应相对充足，价格率先出现小幅松动。
从不同规格的供需结构看，后续电芯价格预计仍将有所分化。314 Ah 已成为大型储能项目的主流交付规格，280 Ah 仍有较多存量项目需求支撑，当前国内储能项目交付节奏保持稳定，对两类产品成交价格形成一定承接；100 Ah 则面临户储渠道竞争加剧及供给充足的双重影响，价格仍存在小幅下调空间。若碳酸锂价格中枢维持在当前较低区间，原料成本下降预计将逐步反映到新签和远期订单中，但储能需求本身尚未明显转弱，主流大容量电芯短期大幅降价的可能性仍有限。预计后续电芯价格整体以低位窄幅调整为主，其中小容量规格的价格压力相对更为突出。
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。近期锂盐价格明显回落，但电芯端尚未形成普遍降价，成本变化向系统价格传导仍相对缓慢。同时，PCS、变压器、EMS、BMS、温控、消防、并网测试及质保服务等环节成本相对刚性，系统端暂未出现明显跟跌。在当前价格已经处于较低区间的情况下，集成商继续压缩单价的空间有限，市场竞争更多集中于设备配置、交付边界、并网性能及长期履约能力。
近期项目采购进一步体现出混合储能技术路线应用增加的趋势。9 月 9 日，河北任丘智弘 100 MW/400 MWh 新型技术路线独立储能项目公布系统设备采购候选结果，项目按照 90 MW/360 MWh 磷酸铁锂与 10 MW/40 MWh 钠离子储能进行配置，钠离子系统已作为独立标段进入百兆瓦级储能项目采购。此前 8 月 12 日，河北围场德御 300 MW/1200 MWh 电网侧独立储能项目也启动设备采购，其中采用 297 MW/1188 MWh 磷酸铁锂与 3 MW/12 MWh 全钒液流储能组合。两个项目均以磷酸铁锂作为主体，同时配置一定比例的新型技术路线，反映出钠离子、液流电池等方案正逐步从独立示范转向与成熟技术协同应用。短期内磷酸铁锂仍将占据大储主流，但随着混合储能项目增多，系统集成商需要解决不同电池体系在 PCS/EMS 控制、BMS 管理、热管理、安全策略及并网性能方面的协同问题，多技术路线系统集成能力的重要性进一步提升。
此外，九月上旬储能电芯产能扩张节奏出现新的变化。9 月 6 日，多位产业链人士表示，有关部门正在对储能行业现有及规划产能进行摸底，其中储能电芯是重点领域，对仍处规划阶段、尚未正式开工的新建项目暂缓审批和推进，已经完成备案并进入建设阶段的项目暂不受影响；9 月 9 日，多家电池企业负责人进一步向媒体确认了新增项目审批趋严的情况。目前这一调整并非面向所有项目的全面叫停，后续审批节奏仍将结合实际供需动态调整。对产业而言，短期存量产能依然充足，因此审批趋严不会立即形成电芯供应缺口，也难以直接推动价格明显上涨；但如果新增规划产能释放速度有所放缓，将有助于缓解中长期产能过剩预期和非理性低价竞争。行业扩张逻辑也将逐步从单纯追求产能规模，转向订单获取、产品性能、产能利用率和实际交付能力的竞争，对储能电芯价格中枢形成一定的中长期支撑。