锂价突破阶段高位 电芯与系统小幅上涨

*自五月起，InfoLink 价格点评将调整为每周三公告。
 

锂矿及锂盐

近期碳酸锂价格整体呈现上涨态势，价格重心较前期有所上移。根据最新数据，近一周电池级碳酸锂现货价格区间为每公吨 17.0-17.6 万元人民币，均价为每公吨 17.3 万元人民币，环比上涨 3.6%；同期，中国锂辉石精矿（SC6，CIF）价格区间为每公吨 2,450-2,530 美元，均价为每公吨 2,490 美元，环比上涨 6.0%。

供应端，四至五月国内碳酸锂产量继续释放，多数头部大厂维持高负荷生产，生产积极性保持高位，但目前海外矿端仍是当前市场最大的扰动变量。津巴布韦锂矿虽已进入出口恢复的落地阶段，但实际发运效率不及预期，到港节奏存在明显滞后，即便部分矿企取得出口资质突破，货源真正补充至国内供应链仍需数月的传导周期。与此同时，江西云母矿山换证进度放缓、海外航运与燃料成本持续抬升等因素，进一步压缩了矿端短期供应弹性。整体来看，四至五月交付的船期资源已大部分提前锁定，矿端库存预计延续去化趋势，原料偏紧格局短期内难以显著缓解，将持续为锂价提供上行支撑。

需求端，五月磷酸铁锂正极、三元正极及电芯排产预计仍将环比提升，中游生产积极性维持高位。相比之下，动力终端恢复节奏相对温和，需求改善的持续性仍需跟踪验证；而储能赛道订单持续饱满，已成为支撑碳酸锂需求最核心的增量来源。综合来看，五月碳酸锂市场处于需求环比改善、矿端扰动延续、盐端库存相对宽松的多因素交织格局。短期内，碳酸锂价格预计仍将维持稳中偏强走势，锂矿价格进一步上修的概率较高。考虑到供应端释放节奏低于此前预期，同时中游排产持续保持高位，我们进一步上修 2026 年全年碳酸锂价格预期，全年运行区间预计为每公吨 14-19 万元；若矿端扰动持续，价格阶段性可能冲击每公吨 20 万元以上。
 

中国区市场电芯（储能电芯）

近期中国磷酸铁锂储能电芯市场报价重心小幅上移。据最新统计，方形磷酸铁锂储能电芯各型号价格如下：100 Ah 磷酸铁锂储能电芯含税价格区间为每瓦时 0.425-0.475 元人民币，均价为每瓦时 0.450 元人民币，环比上涨 0.6%；280 Ah 磷酸铁锂储能电芯含税价格区间为每瓦时 0.340-0.400 元人民币，均价为每瓦时 0.370 元人民币，环比持平；314 Ah 磷酸铁锂储能电芯含税价格区间为每瓦时 0.340-0.395 元人民币，均价为每瓦时 0.368 元人民币，环比上涨 0.7%。

成本端，近期电芯原材料价格涨跌互现。随着碳酸锂价格突破每公吨 17 万元人民币并升至近两年高位，储能用磷酸铁锂价格也逼近每公吨 6 万元人民币，对电芯成本形成刚性支撑；但电解液价格月内有所下滑。综合测算，四月底储能电芯含税成本已超过每瓦时 0.32 元人民币，处于近三年绝对高位。从成交端看，近期二三线企业 314 Ah 新签约成交价多提升至每瓦时 0.355-0.380 元人民币，部分头部企业个别订单成交价接近每瓦时 0.400 元人民币。不过，四月内蒙古中电储能技术有限公司 2 GWh 级 314 Ah 电芯集采项目设置每瓦时 0.37 元人民币最高限价，且中标候选报价落在每瓦时 0.34-0.37 元人民币区间，也反映出下游客户对高价电芯的接受度有限，电芯价格继续上调的阻力显著增强。
 

中国区市场储能系统

近期国内储能系统价格小幅上探。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 0.49-0.55 元人民币，均价每瓦时 0.52 元人民币，环比上期上涨 1.1%。

大储系统招标价格虽已回升，但多数项目对高价设备仍较为敏感。四月河北交投宽城德辉独立储能电站 297 MW/1188 MWh 磷酸铁锂电池储能系统设备采购中，前三名中标候选人为瑞源电气、远景储能和许继集团，投标单价区间为每瓦时 0.499-0.512 元人民币。该项目原规划总容量为 300 MW/1200 MWh，并要求投标人近三年在中国境内累计签订 5 GWh 及以上磷酸铁锂储能系统设备供货合同业绩，且不接受联合体投标。该案例反映出，4 小时大储系统价格中枢已基本稳定在每瓦时 0.50 元附近，且招标方对投标最高价设置了明确限制。另一方面，青海发布的发电侧可靠容量补偿机制征求意见稿中，4 小时储能系统等效补偿由第一版的 154 元/kW·年下调至 76.26 元/kW·年，显示部分地区政策收益预期有所收缩。若后续类似容量补偿标准或调用收益下调，项目端对系统价格的约束将进一步增强，集成商毛利仍将承压。

从 2025 年年报及 2026 年一季报业绩来看，储能产业链利润分配进一步呈现上游盈利能力突出、中下游盈利分化加剧的特征。上游锂矿、锂盐、正极材料环节，受益于碳酸锂价格触底回升、阶段性供需错配及动力与储能双赛道需求持续释放，收入与盈利弹性最为突出，是本轮价格周期中业绩兑现最充分的环节。中游电芯环节一季度整体实现量价齐升，锂盐、正极等核心原材料的涨价压力已较充分向终端传导，企业盈利实现明显修复。相比之下，PCS、温控消防、电气设备等配套装备环节受上游和下游双向挤压，盈利空间有所收窄；系统集成环节虽受益于出货规模增长与项目集中交付，但在电芯成本抬升、招投标价格刚性约束的双重压力下盈利修复难度较大，后续业绩表现仍将取决于成本传导能力、项目交付效率与海外高溢价订单的拓展情况。