锂矿及锂盐
近一周，锂辉石精矿与电池级碳酸锂价格继续回落。其中，电池级碳酸锂现货价格区间为每公吨 10.6–11.2 万元人民币，均价约 10.9 万元人民币，环比下降约 9.2%；同期中国锂辉石精矿（SC6，CIF）价格区间为每公吨 1,480–1,580 美元，均价 1,530 美元，环比下降 10.0%。本周锂盐市场延续偏弱走势，价格下跌主要受到供给恢复预期及下游需求增长持续性存疑的共同影响。供应方面，10 月 8 日江西枧下窝锂矿采矿项目进入环评拟受理公示程序，虽然距离实际复产仍需完成相关审批，但市场对后续国内锂资源供应恢复的预期有所增强。海外方面，巴西部分锂矿企业恢复生产，津巴布韦则于 10 月 9 日再次明确，计划于 2027 年 1 月实施的锂精矿出口限制不再延期，后续原料供应及加工结构仍存在一定调整空间。需求方面，磷酸铁锂正极材料排产延续增长，但终端电池需求能否持续承接新增产量仍有待观察。在多空预期分化的背景下，市场交易情绪趋于谨慎，锂盐价格承压下行。
从近期供需表现来看，期货价格快速下探与现货市场实际供需之间仍存在一定差异。尽管市场对四季度需求放缓的担忧有所升温，但十月碳酸锂产量及进口增量可能低于此前预期，叠加磷酸铁锂正极材料新产能持续爬坡，短期供需关系尚未明显转向宽松。随着锂价回落至每公吨 11 万元人民币附近，部分下游企业开始增加询价及低位采购，贸易环节可流通货源仍相对有限，现货基差维持偏强，注册仓单有所下降，反映当前实物市场仍具备一定承接能力。不过，下游采购整体仍偏谨慎，实际成交放量有限，市场对后续电池排产及库存变化的关注度进一步提高。预计短期碳酸锂价格将在每公吨 10 万–12 万元人民币区间震荡，价格快速回落后进一步下探的动力有所减弱，但需求端尚不足以支撑持续反弹。中长期来看，随着矿端供应逐步恢复及新增产能释放，锂价仍存在向每公吨 10 万元人民币附近回归的可能，但现货库存去化、阶段性补库及部分矿源供应调整将对低位价格形成一定支撑，后续走势仍取决于供给兑现速度与储能电池实际需求表现。
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有所回调。100 Ah 产品价格区间为每瓦时 0.390–0.450 元人民币，均价每瓦时 0.420 元人民币，环比下降 1.8%；280 Ah 产品价格区间为每瓦时 0.330–0.390 元人民币，均价每瓦时 0.360 元人民币，环比下降 0.7%；314 Ah 产品价格区间为每瓦时 0.330–0.390 元人民币，均价每瓦时 0.360 元人民币，环比下降 0.7%。近期碳酸锂价格大幅下行，带动磷酸铁锂正极材料成本回落，电芯价格此前受到的成本支撑明显减弱。随着原材料价格调整，部分下游客户已开始主动重新询价，并在新签订单及后续采购谈判中提出降价要求，电芯厂商的价格让利压力有所增加。不过，当前大储项目交付仍保持一定规模，部分订单已经锁定价格及交付周期，因此 280 Ah、314 Ah 等主流规格尚未出现明显降价，整体调整幅度相对有限。相比之下，100 Ah 电芯供需关系更为宽松，根据近期市场调研，部分厂商已出现一定库存积压，出货及去库存压力有所上升，成交价格回落相对明显。
从后续走势来看，本轮锂盐价格下跌对储能电芯的影响正逐步由成本端向订单报价端传导。随着下游客户议价意愿增强，电芯企业前期依靠原材料上涨形成的价格支撑有所削弱，部分新增订单已开始反映材料成本下降带来的调整空间。其中，100 Ah 规格受阶段性库存增加、市场供应相对充足及客户采购选择增多等因素影响，预计仍面临一定价格下行压力；280 Ah、314 Ah 规格则受益于大型储能项目持续交付，现阶段需求相对稳定，短期价格预计以小幅调整为主。考虑到不同厂商的原材料采购周期、库存成本及订单执行方式存在差异，锂盐价格下跌尚不会完全同步反映至电芯成交价格。若碳酸锂继续维持低位运行，下游客户对价格重新谈判的需求可能进一步增加，电芯价格仍存在一定调整空间，但不同规格之间的价格变化预计将继续分化。
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 元人民币，均价每瓦时 0.49 元人民币，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 元人民币，均价每瓦时 0.84 元人民币，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 元人民币，均价每瓦时 0.58 元人民币，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 元人民币，均价每瓦时 0.53 元人民币，环比持平。当前产业链价格回调主要集中在上游锂盐、正极材料及部分储能电芯环节，尚未明显传导至储能系统成交价格。此前受电芯及原材料成本上涨影响，国内部分头部系统集成商曾尝试提高报价或维持价格水平，近期虽然上游成本快速回落，但系统端仍主要沿用前期报价体系，尚未出现普遍降价。一方面，储能系统订单通常涉及较长的商务谈判及交付周期，已签订合同的执行价格短期难以调整；另一方面，PCS、温控、消防及其他配套设备成本相对稳定，系统集成商也倾向于观察原材料价格能否持续维持低位，再决定是否调整整体报价。因此，现阶段上游材料价格与储能系统成交价格之间存在一定传导时滞。
近期国内储能项目采购需求仍有释放，但系统价格尚未形成明确的下行趋势。随着电芯成本下降，下游业主及采购方对储能系统价格的敏感度有所提高，部分新建项目可能在后续招标及商务谈判中进一步要求集成商让利。不过，系统报价不仅取决于电芯采购成本，还受到储能时长、构网性能、设备配置、质保期限及交付边界等因素影响，项目之间仍存在较明显的价格差异。短期来看，头部集成商仍有一定维持报价及利润水平的意愿，叠加在手项目交付支撑，储能系统成交价格预计继续以低位持稳为主。若后续锂盐及电芯价格持续回落，且新增项目招标竞争进一步加剧，系统集成商的报价调整压力可能逐步增加，届时原材料成本下降带来的影响有望进一步向系统端传导。
产业动态方面，10 月 12 日，星辰新能启动 2027 年度首批 10 GWh 磷酸铁锂储能电芯框架采购，其中 314 Ah 电芯与 587 Ah 及以上大容量电芯各占 5 GWh，显示大型储能项目正在逐步推动更大容量电芯的商业化应用。同时，十月上旬内蒙古高聚储能900 MW/3.6 GWh 构网型储能 PCS 框架采购公布成交结果，反映出大型储能项目对构网能力及并网性能的要求正逐步提高。上述采购仍需关注后续订单落地及实际交付进度，短期尚不足以改变系统价格走势，但从中长期来看，大容量电芯与构网型技术的进一步应用，有望推动储能系统在容量配置、设备集成及运行性能等方面持续升级。对于系统集成商而言，未来市场竞争不仅取决于设备采购成本，还将更加重视系统效率、并网适应性及项目全生命周期运行价值。