锂价持续高位震荡 电芯与系统均价微涨

锂矿及锂盐

近期碳酸锂价格延续高位震荡，波动区间较前期有所收敛。截至 4 月7 日，锂辉石精矿（SC6）CIF 报价每公吨 2200-2260 美元，均价每公吨 2230 美元，环比上涨 8.3%；电池级碳酸锂现货价每公吨 15.0-16.0 万元人民币，均价约每公吨 15.5 万元人民币，环比上涨 4.0%。整体看，近两周锂辉石与碳酸锂均维持区间震荡，但矿端价格表现仍强于盐端，当前锂矿供应相较锂盐环节更为紧张。

供应端方面，当前扰动主要仍集中在矿端。近期市场流传津巴布韦出口恢复取得进展的相关信息，普遍预计政策层面或将通过出口税、硫酸锂产能建设绑定及配额管理等机制分阶段放开，但具体落地节奏仍存在不确定性。澳洲方面，目前柴油的相对紧缺以及柴油库存下降影响仍主要停留在运营和成本层面，尚未实质传导至产量端；且近期澳矿发运总体仍维持高位，且矿企仍可通过外部采购缓解燃料规避停产风险。总体而言，矿端供给虽未出现全面收缩，但在低库存、去库延续以及供应扰动反复的背景下，目前边际宽松程度明显弱于锂盐。

需求端方面，储能需求目前较为稳定，动力需求表现整体低于市场预期。根据乘联会数据，2026 年 3 月全国乘用车新能源零售 78.4 万辆，同比下降 21%，低于此前市场预期；同期新能源批发 112.6 万辆，同比持平，表现明显好于零售。这意味着车企生产与出口节奏仍较强，但终端零售恢复偏弱，经销端承压较为明显。中东局势紧张、油价维持高位，也在一定程度上推动了海外新能源车出口。整体看，动力链条并非全面悲观，但内需修复力度仍相对不足。库存方面，近期社会库存继续去化，但节奏较前期放缓，主要与到港偏慢、企业前期补库后采购意愿下降以及矿端供应偏紧有关综合判断，当前市场多空交织，矿端紧张尚未完全传导为盐端全面偏紧，碳酸锂短期大概率仍维持高位震荡；但从目前供需结构看，价格继续向上突破的难度较大，若后续矿端扰动缓和、供应端释放符合预期，价格仍存在一定回调空间。
 

中国区市场电芯（储能电芯）

近期储能电芯成交重心继续小幅上移。据最新统计，方形磷酸铁锂储能电芯各型号价格如下：100Ah 价格区间为每瓦时 0.420-0.475 元人民币，均价为每瓦时 0.448 元人民币，环比上期上涨 1.1%；280Ah 价格区间为每瓦时 0.340-0.400 元人民币，均价为每瓦时 0.370 元人民币，环比上期上涨 1.4%；314Ah 价格区间为每瓦时 0.335-0.395 元人民币，均价为每瓦时 0.365 元人民币，环比上期上涨 0.7%。当前市场主流新签价格基本维持在每瓦时 0.350 元以上。

分规格看，280Ah 因可调配产能相对有限、下游适配项目范围小于 314Ah，报价整体略高于 314Ah；与此同时，受海外户储订单预期改善带动，100Ah 以及 72Ah、50Ah 等小容量型号维持一定溢价，年内整体仍可能处于相对偏紧状态。此外在四月初北京展会主流厂家布局的下一代500+Ah大电芯，据调研目前已量产厂家的报价略高于 314Ah。现阶段电芯价格的支撑仍以成本端为主：锂盐价格保持高位，虽然部分铜、铝及电解液价格较前期高点有所松动，但不足以明显带动整体成本平台下移。需求端对价格仍有支撑，但作用已从前期的主动推涨偏向托底，一方面行业在手订单交付依然饱满，短期供需并未明显转松；另一方面，系统集成环节对高价电芯的承受能力持续下降，买方议价意愿明显增强。综合来看，国内储能电芯价格已进入高位博弈阶段，继续上行的弹性有限，当前价格中枢主要由资源端偏紧与成本刚性维持。后续一旦碳酸锂及正极材料价格出现趋势性回落，电芯端价格存在边际松动空间，短期内或表现为谈价周期延长、实际成交放缓等。
 

中国区市场储能系统

近期中国区储能系统报价延续温和上行，前期电芯涨价对系统端的成本传导正逐步落地。根据最新统计，直流侧液冷集装箱（2h）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，环比上期上涨 2.1%；交流侧液冷集装箱（1h）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，环比上期上涨 1.2%；交流侧液冷集装箱（2h）价格区间为每瓦时 0.51-0.64 元人民币，均价每瓦时 0.58 元人民币，环比上期上涨 1.8%；交流侧液冷集装箱（4h）价格区间为每瓦时 0.48-0.55 元人民币，均价每瓦时 0.51 元人民币，环比上期上涨 2.0%。整体看，系统端较年初已有更明确的价格修复。

从近期开标结果看，4h 储能系统价格中枢已基本稳定在每瓦时 0.50 元以上，长时系统前期过度压价的状态正在逐步修复。与此同时，储能项目招标侧对集成商的筛选标准继续提高，评标逻辑已由单纯比价转向对价格、资质、履约、运行能力及交付经验的综合考察。企业能否中标，越来越取决于项目业绩、并网适配、安全合规、产品认证及全生命周期服务能力，而不再只是依靠低配、低价或短质保策略。若电芯价格高位运行延续，系统报价仍有被动抬升的压力，但上调空间仍将受招标节奏、竞价强度及集成商自身利润承受能力共同制约。

2026 年 3 月 24 日，国家能源局综合司印发《2026 年能源行业标准计划立项指南》，将新型储能单列为重点方向，明确围绕电化学储能、储能装备、储能智能化运行等领域推进标准立项，同时在电力领域同步提出构网型技术、电力辅助服务市场功能技术规范、新型储能等新型主体参与市场准入技术要求以及源网荷储一体化等重点方向。该政策核心意义在于，将设备本体、系统运行、构网能力、市场准入与交易接口等行业关键主线纳入统一标准化框架，告别此前各自推进的碎片化状态，向统一、可执行、可验收的体系收敛。其落地将提升项目全流程可预期性，减少技术口径不统一带来的交付履约风险，进一步抬升系统集成、产品认证与运维能力的行业权重。结合 2026 年国内储能项目对安全、并网、构网及市场化收益要求持续提升的趋势，这一标准升级将持续利好具备产品一致性、工程交付与长期运维能力的头部企业，为电网侧、独立储能及高质量工商业储能项目落地形成有力支撑。