锂矿及锂盐
近一周，锂辉石精矿与电池级碳酸锂价格在前期快速回落后小幅修复。其中，电池级碳酸锂现货价格区间为每公吨 13.0-13.4 万元，均价约 13.2 万元，环比上涨约 1.5%；同期中国锂辉石精矿（SC6，CIF）价格区间为每公吨 1,820-1,920 美元，均价 1,870 美元，环比上涨 1.1%。本周价格回升主要体现为前期快速下跌后的阶段性修复。双节前备货需求仍在释放，社会库存及仓单继续去化，流通环节货源相对偏紧，现货基差维持偏强，对价格形成一定支撑。与此同时，阿根廷八月锂盐出口环比回落，津巴布韦矿石受港口拥堵影响，到港节奏仍存在一定不确定性，短期供应快速宽松的预期有所降温。不过，随着节前集中备货逐步接近尾声，现货成交量已经有所回落，因此本轮反弹更多属于低位修复，尚未形成持续上行的供需基础。
从后续供需变化看，四季度锂盐市场仍处于近端去库与中期供应恢复相互博弈的阶段。国内方面，9 月 18 日枧下窝锂矿采矿项目再次进入环评报批前公示程序，项目复产流程继续推进，但目前仍处审批阶段，且本轮环评主要涉及采矿环节，对短期实际供应影响有限。海外方面，随着津巴布韦等非洲矿源陆续恢复发运，国内进口矿库存已有回升，后续辉石提锂产量仍有增加空间。需求端表现则较此前市场悲观预期更具韧性，十月动力、储能及消费电池整体排产预计仍在高位，部分头部企业此前的排产调整更多与主动库存管理有关，尚未显示终端需求出现明显转弱。目前碳酸锂库存仍处去化阶段，但随着节前备货结束及后续矿端增量释放，去库幅度预计逐步收窄。短期来看，现货偏紧、仓单下降及旺季排产仍对价格形成支撑，但四季度供给恢复预期将限制进一步上行空间，预计下期锂辉石精矿与碳酸锂价格震荡偏弱，均价存在小幅回落可能。
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持稳。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。碳酸锂本周虽然小幅回升，但价格中枢仍明显低于此前高位，原材料端暂未重新形成明显的成本推涨压力。同时，大储项目交付节奏保持稳定，对主流大容量电芯价格形成支撑，企业短期内也缺乏进一步主动降价的动力，因此各规格成交重心整体变化有限。
分规格来看，314 Ah 仍是当前国内大型储能项目的主要交付规格，订单及项目执行对价格支撑相对较强；280 Ah 仍有较多存量项目持续交付，短期成交价格同样以稳定为主。100 Ah 此前受户储及海外需求带来的规格溢价已经明显收窄，在供应相对充足、市场竞争较为充分的情况下，价格压力仍高于大容量规格。随着碳酸锂价格较前期高点明显回落，电芯成本端仍保留一定下行空间，但当前储能需求并未明显走弱，预计电芯价格整体仍以低位窄幅调整为主。其中 280 Ah、314 Ah 短期价格稳定性相对更强，100 Ah 后续仍存在小幅下探可能。
中国区市场储能系统
近一周，国内电化学储能系统成交价格整体稳定。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。近期电芯价格未出现明显调整，PCS、变压器、温控、消防及控制系统等其他设备成本同样保持稳定，因此锂盐阶段性波动暂未明显传导至系统端。经过前期持续降价后，当前标准化大储系统价格已经处于较低区间，市场竞争依然充分，但继续依靠单纯压低设备价格获取订单的空间有所收窄。
近期公开采购结果也显示，主流磷酸铁锂储能系统价格仍处于低位稳定区间。九月中旬，甘肃武威 135 MW/540 MWh 独立储能项目系统设备预中标单价约为每瓦时 0.558 元；同期中石油塔里木油田 150 MW/300 MWh 储能系统采购候选报价约为每瓦时 0.525-0.580 元。9 月 17 日，河北围场德御 297 MW/1188 MWh 磷酸铁锂储能系统设备采购候选报价约为每瓦时 0.511-0.522 元，整体投标报价主要集中在每瓦时 0.511-0.535 元。由于不同项目在设备配置、交付范围、构网要求及质保责任等方面存在差异，上述价格不能简单横向比较，但近期项目结果尚未显示常规磷酸铁锂系统出现系统性上涨或新一轮快速降价。短期预计系统价格继续以低位稳定为主，项目之间的价差更多来自设备边界、技术要求及履约责任差异。
此外，陕西近期进一步强化新型储能项目全过程管理，将电网侧独立储能划分为享受容量电价和自主实施两类清单，并公布合计 7.57 GW 的推荐接入容量；同时明确享受容量电价项目自纳入清单至建成后三年内原则上不得转让或变更相关权益，对六个月未实质开工、一年内未建成且未按要求申请延期的项目实施动态清退，并在新能源集中接入、短路比较低的区域优先推荐构网型储能。政策重点已由单纯扩大项目储备规模转向强化接入资源、建设进度和投资主体约束，有利于减少指标占位、项目倒手及低质量重复建设。对产业链而言，7.57 GW 推荐接入规模为后续项目落地提供了一定需求基础，但并不等同于最终新增装机；随着容量电价资格与建设进度、股权稳定性和并网能力进一步绑定，项目筛选将更加关注实际建设和长期运营能力，系统集成商的竞争重点也将从单纯设备价格逐步延伸至构网性能、并网适配、交付进度及长期运行能力。