锂价震荡偏强 电芯与系统均价偏稳

锂矿及锂盐

近期碳酸锂整体维持高位震荡，价格重心较前期小幅上移，盘面表现为先回落后反弹，主力合约多数时间在每公吨 16-17.5 万元区间震荡运行。截至 4 月 20 日，锂辉石精矿（SC6）CIF 报价每公吨 2,300-2,400 美元，均价每公吨 2,350 美元，环比上涨 5.4%；电池级碳酸锂现货价每公吨 16.5-16.9 万元人民币，均价约每公吨 16.7 万元人民币，环比上涨 7.7%。从价格表现看，本次矿端涨幅仍快于盐端，反映当前供需矛盾核心集中于锂矿端，矿石供给偏紧对碳酸锂的价格支撑，持续强于锂盐自身基本面的承压影响。

供应端方面，当前市场关注点仍主要集中在矿端，尤其是津巴布韦。近期已有消息显示，当地针对中资企业的后续出口安排逐步明朗，未来可能通过配额、税费及本地加工绑定等方式恢复部分发运，但前期禁运阶段形成的供应缺口短时间内仍难完全弥补。考虑到矿石海运周期通常在两个月左右，即便五一前后恢复装运，实际传导至国内供给增量，或将集中在三季度初，因此七月以后矿端衔接情况仍需重点关注。相比之下，江西矿山复产传闻目前更多停留在预期层面，短期难以对锂盐生产形成实质影响，后续仍需持续跟踪；澳洲方面，柴油与运营扰动尚未明显传导至产量端，大规模停产概率依然较低。整体来看，四月锂矿端大概率延续去库，矿端供应仍偏紧；但锂盐环节在盐湖、回收爬产以及部分海外碳酸锂出口增加的支撑下，现货端尚未同步转紧，矿石供给偏紧尚未完全传导至锂盐环节。

需求端方面，四至五月下游排产继续向上修正，头部三元、磷酸铁锂电芯企业的产量计划均有提升，其中储能占比进一步提高，成为当前需求侧最确定的支撑项。相比之下，动力电池虽然生产端维持高位，但终端销售修复仍不充分，一季度整体仍处于累库状态，需求强度弱于此前预期。若后续津巴布韦出口与枧下窝项目恢复不及预期，三季度锂盐去库延续的概率将上升，届时在投机补库需求带动下，锂盐供给紧张格局或将进一步加剧；反之，若上述供应端问题顺利缓解，三季度重新累库的可能性也会提高。综合来看，当前市场仍处于矿端偏紧、盐端相对平衡、需求结构分化的格局中，碳酸锂短期大概率维持高位震荡，继续上破的难度较大，但若供应释放如期，价格中枢有望回调。
 

中国区市场电芯（储能电芯）

近期储能电芯成交价格整体以稳为主，局部规格小幅上修。据最新统计，方形磷酸铁锂储能电芯各型号价格如下：100 Ah 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，环比上期持平；280 Ah 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，环比上期持平；314 Ah 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，环比上期持平。当前市场主流新签价格基本维持在每瓦时 0.350 元以上，头部企业 500 Ah 以上大电芯报价，与 314 Ah 产品基本持平。

从规格结构看，280 Ah 有效供给规模有限，下游项目适配场景更窄，价格仍略高于 314 Ah。户储相关的小容量型号近期表现更强，100 Ah 以及 72 Ah、50 Ah 等产品在欧洲、澳洲、美国及部分新兴市场户储订单支撑下，小容量电芯供给持续偏紧，价格维持合理溢价，该趋势也已在户储企业订单与资本市场表现中得到印证。整体而言，本轮电芯价格上行并非由需求单边拉动，而是在高位成本、局部型号偏紧和交付资源约束共同作用下维持强势。与此同时，集成端在经历前期被动接受高价后，当前对继续提价的承受能力正在减弱，采购更强调交期、品牌与条款匹配。综合判断，当前电芯市场已从前期的主动涨价阶段转入高位博弈阶段，当前原料与售价水平下，电芯企业利润具备支撑，系统集成端经营压力则相对突出，若后续碳酸锂和正极材料出现更明确的回调，电芯报价可能存在边际松动空间。
 

中国区市场储能系统

近期国内储能系统价格整体偏稳，前期电芯涨价的影响持续在向系统端传导。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，环比上期持平；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，环比上期持平；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，环比上期持平；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，环比上期持平。

整体来看，储能系统价格较年初已出现阶段性修复。从近期招标项目落地结果来看，4h 储能系统价格中枢已基本稳定在每瓦时 0.50 元以上，但下游对更高报价的接受程度仍然有限。4 月 16 日公示的河北交投宽城德辉独立储能电站项目中，中标候选人报价区间为每瓦时 0.499-0.524 元人民币，预中标价格为每瓦时 0.512 元人民币，说明当前长时系统价格底部确已抬升，但市场对每瓦时0.55 元以上报价的接受并不宽松。更值得注意的是，该项目评审环节有大量投标文件被否决，意味着行业招标逻辑已脱离单一低价竞争模式，逐步转向产品配置、企业资质、履约能力与项目经验的综合评审。结合头部储能企业 2025 年四季度以来的财报情况看，碳酸锂和电芯价格上行已明显挤压系统集成端利润，不仅压缩了国内本就有限的毛利空间，也对海外高毛利市场的盈利水平形成侵蚀。综合来看，系统报价虽有被动抬升压力，但在项目方压价、招标筛选趋严和利润空间有限的多重约束下，短期内仍将以窄幅波动为主。

2026 年 4 月 9 日，工业和信息化部、国家发展改革委、市场监管总局、国家能源局相关司局联合召开动力及储能电池行业企业座谈会，部署规范产业竞争秩序相关工作，明确提出要持续推进产能预警调控、规范价格竞争、压缩供应商账期、加强产品质量监管、打击知识产权侵权、整治行业无序内卷、恶性竞争等乱象，并讨论了动力和储能电池行业非理性竞争负面行为清单。这一会议释放的信号比年初更明确，意味着储能电芯与系统环节的极端低价竞争、超长账期和非理性扩张将继续受到约束。对行业而言，该政策导向并不会直接推动行业价格单边上行，而是有助于抬高恶性压价的门槛，修复电芯和集成端的价格底线，推动行业竞争逻辑从低价内卷，转向产品品质、交付效率与全生命周期综合服务的良性竞争。结合 2026 年国内储能项目对质量、安全和履约要求同步提升的趋势，这一轮反内卷推进预计将继续改善储能电芯和系统价格的可持续性，并利好具备规模、技术和交付优势的头部企业。