鋰礦及鋰鹽
近一週，鋰輝石精礦與電池級碳酸鋰價格在前期快速回落後小幅修復。其中，電池級碳酸鋰現貨價格區間為每公噸 13.0-13.4 萬元，均價約 13.2 萬元，環比上漲約 1.5%；同期中國鋰輝石精礦（SC6，CIF）價格區間為每公噸 1,820-1,920 美元，均價 1,870 美元，環比上漲 1.1%。本週價格回升主要體現為前期快速下跌後的階段性修復。雙節前備貨需求仍在釋放，社會庫存及倉單繼續去化，流通環節貨源相對偏緊，現貨基差維持偏強，對價格形成一定支撐。與此同時，阿根廷八月鋰鹽出口環比回落，辛巴威礦石受港口擁堵影響，到港節奏仍存在一定不確定性，短期供應快速寬鬆的預期有所降溫。不過，隨著節前集中備貨逐步接近尾聲，現貨成交量已經有所回落，因此本輪反彈更多屬於低位修復，尚未形成持續上行的供需基礎。
從後續供需變化看，四季度鋰鹽市場仍處於近端去庫與中期供應恢復相互博弈的階段。國內方面，9 月 18 日梘下窩鋰礦採礦項目再次進入環評報批前公示程式，項目復產流程繼續推進，但目前仍處審批階段，且本輪環評主要涉及採礦環節，對短期實際供應影響有限。海外方面，隨著辛巴威等非洲礦源陸續恢復發運，國內進口礦庫存已有回升，後續輝石提鋰產量仍有增加空間。需求端表現則較此前市場悲觀預期更具韌性，十月動力、儲能及消費電池整體排產預計仍在高位，部分頭部企業此前的排產調整更多與主動庫存管理有關，尚未顯示終端需求出現明顯轉弱。目前碳酸鋰庫存仍處去化階段，但隨著節前備貨結束及後續礦端增量釋放，去庫幅度預計逐步收窄。短期來看，現貨偏緊、倉單下降及旺季排產仍對價格形成支撐，但四季度供給恢復預期將限制進一步上行空間，預計下期鋰輝石精礦與碳酸鋰價格震盪偏弱，均價存在小幅回落可能。
中國區市場電芯（儲能電芯）
近一週，中國磷酸鐵鋰儲能電芯成交價格整體持穩。100 Ah 產品價格區間為每瓦時 0.395-0.480 元，均價每瓦時 0.438 元，環比持平；280 Ah 產品價格區間為每瓦時 0.340-0.390 元，均價每瓦時 0.365 元，環比持平；314 Ah 產品價格區間為每瓦時 0.340-0.390 元，均價每瓦時 0.365 元，環比持平。碳酸鋰本週雖然小幅回升，但價格中樞仍明顯低於此前高位，原材料端暫未重新形成明顯的成本推漲壓力。同時，大儲項目交付節奏保持穩定，對主流大容量電芯價格形成支撐，企業短期內也缺乏進一步主動降價的動力，因此各規格成交重心整體變化有限。
分規格來看，314 Ah 仍是當前國內大型儲能項目的主要交付規格，訂單及項目執行對價格支撐相對較強；280 Ah 仍有較多存量項目持續交付，短期成交價格同樣以穩定為主。100 Ah 此前受戶儲及海外需求帶來的規格溢價已經明顯收窄，在供應相對充足、市場競爭較為充分的情況下，價格壓力仍高於大容量規格。隨著碳酸鋰價格較前期高點明顯回落，電芯成本端仍保留一定下行空間，但當前儲能需求並未明顯走弱，預計電芯價格整體仍以低位窄幅調整為主。其中 280 Ah、314 Ah 短期價格穩定性相對更強，100 Ah 後續仍存在小幅下探可能。
中國區市場儲能系統
近一週，國內電化學儲能系統成交價格整體穩定。直流側 2h 液冷集裝箱價格區間為每瓦時 0.45-0.53 元，均價每瓦時 0.49 元，環比持平；交流側 1h 液冷集裝箱價格區間為每瓦時 0.81-0.87 元，均價每瓦時 0.84 元，環比持平；交流側 2h 液冷集裝箱價格區間為每瓦時 0.52-0.63 元，均價每瓦時 0.58 元，環比持平；交流側 4h 液冷集裝箱價格區間為每瓦時 0.50-0.55 元，均價每瓦時 0.53 元，環比持平。近期電芯價格未出現明顯調整，PCS、變壓器、溫控、消防及控制系統等其他設備成本同樣保持穩定，因此鋰鹽階段性波動暫未明顯傳導至系統端。經過前期持續降價後，當前標準化大儲系統價格已經處於較低區間，市場競爭依然充分，但繼續依靠單純壓低設備價格獲取訂單的空間有所收窄。
近期公開採購結果也顯示，主流磷酸鐵鋰儲能系統價格仍處於低位元穩定區間。九月中旬，甘肅武威 135 MW/540 MWh 獨立儲能項目系統設備預中標單價約為每瓦時 0.558 元；同期中石油塔里木油田 150 MW/300 MWh 儲能系統採購候選報價約為每瓦時 0.525-0.580 元。9 月 17 日，河北圍場德禦 297 MW/1188 MWh 磷酸鐵鋰儲能系統設備採購候選報價約為每瓦時 0.511-0.522 元，整體投標報價主要集中在每瓦時 0.511-0.535 元。由於不同項目在設備配置、交付範圍、構網要求及質保責任等方面存在差異，上述價格不能簡單橫向比較，但近期項目結果尚未顯示常規磷酸鐵鋰系統出現系統性上漲或新一輪快速降價。短期預計系統價格繼續以低位元穩定為主，項目之間的價差更多來自設備邊界、技術要求及履約責任差異。
此外，陝西近期進一步強化新型儲能項目全過程管理，將電網側獨立儲能劃分為享受容量電價和自主實施兩類清單，並公佈合計 7.57 GW 的推薦接入容量；同時明確享受容量電價項目自納入清單至建成後三年內原則上不得轉讓或變更相關權益，對六個月未實質開工、一年內未建成且未按要求申請延期的項目實施動態清退，並在新能源集中接入、短路比較低的區域優先推薦構網型儲能。政策重點已由單純擴大項目儲備規模轉向強化接入資源、建設進度和投資主體約束，有利於減少指標占位、項目倒手及低品質重複建設。對產業鏈而言，7.57 GW 推薦接入規模為後續項目落地提供了一定需求基礎，但並不等同於最終新增裝機；隨著容量電價資格與建設進度、股權穩定性和併網能力進一步綁定，項目篩選將更加關注實際建設和長期運營能力，系統集成商的競爭重點也將從單純設備價格逐步延伸至構網性能、併網適配、交付進度及長期運行能力。