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 9.9–10.5 万元人民币，均价约 10.2 万元人民币，环比下降约 6.4%；同期中国锂辉石精矿（SC6，CIF）价格区间为每公吨 1,450–1,550 美元，均价 1,500 美元，环比下降 2%。本周锂盐价格延续弱势，市场交易重点进一步由当前供需转向对后续需求增速和中长期供应恢复的预期。国内方面，枧下窝锂矿环评流程继续推进，江西其他矿山复产预期也有所升温；海外矿源陆续恢复发运，港口锂矿库存回升，进一步强化了市场对后续原料供应增加的判断。与此同时，部分机构下调十月电芯排产预期，市场对四季度“旺季不旺”及 2027 年需求增速放缓的担忧加重，锂价因此继续向下调整。
值得注意的是，近期价格下跌速度仍快于现货供需实际转弱的幅度。十月碳酸锂产量及进口增量存在低于前期预期的可能，而磷酸铁锂正极材料产量仍处于爬坡阶段，库存继续去化、注册仓单下降，贸易环节可流通货源偏少，现货基差维持偏强，表明当前实物市场尚未进入明显过剩状态。随着价格跌至每公吨 10 万元人民币附近，下游刚需采购和部分低位补库开始增加，继续追跌的动力有所减弱。短期来看，碳酸锂更可能围绕每公吨 10 万元人民币附近反复震荡，现货去库和低位采购提供下方承接，但远期供应增加预期仍会限制反弹空间。中长期来看，随着江西矿端复产、海外新增资源以及盐端产能逐步兑现，供需格局仍有转向宽松的可能，价格中枢预计更多围绕每公吨 10 万元人民币附近重新寻找平衡；若进一步接近部分高成本资源的盈亏平衡区间，供应端调整以及低锂价对储能经济性的改善，也将逐步增强价格支撑。
中国区市场（储能电芯）
近一周，中国磷酸铁锂储能电芯成交价格延续小幅回调。100 Ah 产品价格区间为每瓦时 0.385–0.445 元人民币，均价每瓦时 0.415 元人民币，环比下降 1.2%；280 Ah 产品价格区间为每瓦时 0.330–0.385 元人民币，均价每瓦时 0.358 元人民币，环比下降 0.7%；314 Ah 产品价格区间为每瓦时 0.330–0.385 元人民币，均价每瓦时 0.358 元人民币，环比下降 0.7%。随着碳酸锂持续下探，磷酸铁锂材料成本同步回落，前期对电芯价格形成的成本支撑进一步减弱，部分厂商新增订单及零散成交价格已经有所松动。当前大储项目仍处正常交付阶段，因此 280 Ah、314 Ah 等主流大容量规格调整幅度相对有限；100 Ah 供需则更为宽松，价格下降幅度明显高于大容量规格。
从规格结构看，100 Ah 及以下电芯此前在户储、小型储能等市场形成的需求溢价正在进一步消退。一方面，相关规格供应较为充足，部分企业仍面临一定去库存压力；另一方面，随着系统集成方案向更高容量发展，部分厂商已将 314 Ah、392 Ah 等大容量电芯导入户储及小型储能产品体系，在减少 PACK 数量和提升系统集成效率的同时，也压缩了传统小容量电芯的应用空间。因此，100 Ah 及以下规格后续仍存在一定价格调整压力。相比之下，314 Ah 目前仍是国内大型储能项目主流规格，280 Ah 也有存量项目持续交付，需求支撑相对稳定。虽然九月起锂离子蓄电池消费税执行后部分新增成本向客户侧传导，但近期碳酸锂价格下降幅度更大，电芯综合成本仍有回落。预计短期不同规格价格仍将有所分化，100 Ah 在供应相对宽松和规格切换影响下价格支撑仍偏弱，但经历前期连续调整后预计逐步趋稳；280 Ah、314 Ah 在大储项目需求支撑下预计以低位持稳为主。
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。近期常规磷酸铁锂储能系统仍处于前期形成的低价区间，市场尚未出现明显的整体涨跌趋势。不同项目之间的价格差异更多来自储能时长、构网要求、设备配置、供货边界及质保条件，标准化大储系统成交重心整体保持稳定。
十月最新大型采购结果进一步反映出系统端低位竞争仍在延续。10 月 14 日，中核集团 2026–2028 年度磷酸铁锂储能系统一级集中采购公布中标结果，本次采购规模约 2.98 GWh，阳光电源、宁德时代、中天储能、中车株洲所及科华数能中标；此前候选阶段共有 33 家企业参与投标，报价集中在每瓦时 0.4995–0.5329 元人民币。采购范围覆盖储能系统设备设计、制造、供货、运输、安装指导、调试及售后服务，属于系统设备采购口径，并非 EPC 总承包。大型集采报价再次进入每瓦时 0.50 元人民币附近，一方面反映当前供应商数量充足、项目竞争依然充分，另一方面也说明常规磷酸铁锂系统暂未形成明显的价格反弹。预计短期国内储能系统价格仍以低位稳定为主，项目间报价差异仍将主要由设备配置、技术要求及交付边界决定。
此外，随着电池产品出口退税政策进一步调整，海外储能订单的前置效应开始显现。部分集成商反馈，原计划于 2027 年一季度执行的订单正在提前至今年四季度，短期将对电芯排产和系统出货形成一定支撑。不过，这部分增量更多体现为订单时点前移，并不代表终端需求总量同步增加，2027 年初仍需关注前期抢出口后可能出现的订单阶段性回落。对企业而言，退税变化将增加海外项目的成本和利润管理压力，后续报价更多取决于客户议价、海外仓备货、本地化交付及供应链降本能力。整体来看，订单前置有望支撑四季度储能出货，但也可能加大今年四季度与明年一季度之间的需求节奏差异，并推动海外储能报价体系重新调整。