锂矿及锂盐
近一周，锂辉石精矿与电池级碳酸锂价格延续震荡调整。其中，电池级碳酸锂现货价格区间为每公吨 17.0-17.5 万元，均价约 17.3 万元，环比下跌 1.4%；同期中国锂辉石精矿（SC6，CIF）价格区间为每公吨 2,450-2,550 美元，均价 2,500 美元，环比下跌 2.0%。整体来看，碳酸锂价格在前期快速上行后进入高位整理阶段，现阶段市场以震荡为主，更多围绕供应预期修正、库存释放节奏与下游采购承接能力波动。
供应端来看，矿端最紧张的阶段或已逐步过去，但近端实际补充仍存在节奏差。枧下窝矿方面，截至五月下旬，选矿厂复产进度仍不明朗，二次环评尚未公示，尾矿库问题仍待解决，因此六至七月复产存在较大不确定性，实际复产时间预计可能延后至三季度以后。津巴布韦锂矿方面，五月中旬已有少量发运，但量级偏小，尚未恢复至禁令前正常水平，预计 六月发运量逐步改善，七月起形成集中到货。海外矿山方面，Bald Hill、Ngungaju 及 Finniss 已公布复产计划，预计 2026 年第三至第四季度陆续进入稳定生产阶段，巴西 Sigma 一期采矿端产能亦已全面恢复。需求端，中游排产维持高位，六月铁锂正极及电芯排产预计继续环比提升，其中储能电芯需求延续增长，动力电芯受出口改善及三季度旺季预期带动，也有进一步修复空间。整体来看，供应端远期改善预期削弱了矿端偏紧对价格的支撑，但中游排产仍处高位，需求未出现明显减弱，供需两端均处边际修正阶段。
综合判断，碳酸锂市场已从单一矿端紧张交易逻辑，转向对三季度供需同步高增的综合评估。津巴逐步到港、澳矿复产及隐性库存流入，缓解了矿端紧张预期；中游排产延续高位，储能及动力电芯总计需求偏稳健，但每公吨 18 万元以上价格对下游仍有成本压力，高价联动接受度有限。短期来看，供给预期改善压制继续上涨弹性，中游排产支撑下方，碳酸锂价格预计将以高位震荡为主。
中国区市场电芯（储能电芯）
近一周，中国磷酸铁锂储能电芯成交价小幅分化，100 Ah 产品价格区间为每瓦时 0.425-0.485 元，均价每瓦时 0.455 元，环比上涨0.6%；280 Ah 产品价格区间为每瓦时 0.345-0.410 元，均价每瓦时 0.378 元，环比持平；314 Ah 产品价格区间为每瓦时 0.345-0.405 元，均价每瓦时 0.375 元，环比持平。100 Ah 规格近期部分厂商有所提价，反映出该细分规格在户用储能环节的持续高景气度支撑。
InfoLink Consulting 统计显示，2026 年第一季度全球户用储能系统出货量约 20.7 GWh，同比增长超过 390%，环比增长约 138%，市场进入明显放量阶段。按 InfoLink Consulting 预期，户储系统出货在未来数季仍有望维持高位，其中澳洲市场出货延续高景气，欧洲市场则进入复苏通道，对小容量电芯需求形成持续拉动。与此同时，电芯企业在 100 Ah 及以下规格产能扩张上相对谨慎，主要受产线调整成本、设备投入回收周期及订单波动性等因素制约，短期供给弹性有限。整体来看，户储需求升温正在推动 100 Ah 及以下电芯供需关系趋紧，对应规格价格弹性或高于中大容量产品。
中国区市场储能系统
近一周，国内电化学储能系统成交价整体持稳，直流侧 2h 液冷集装箱价格区间为每瓦时 0.46-0.53 元，均价每瓦时 0.50 元，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，均价每瓦时 0.84 元，环比持平；交流侧 2h 液冷集装箱价格区间为每瓦时 0.52-0.64 元，均价每瓦时 0.58 元，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，均价每瓦时 0.53 元，环比持平。
5 月 31 日，中国华能集团 2026 年储能系统框架协议采购中标结果公示，总采购规模 4 GWh，三个标段去重后共有阳光电源、中车株洲所、海博思创、亿纬动力、南瑞继保、海辰储能、华能清能院七家企业中标。其中，标段一为集中控制式电化学储能系统，电芯容量大于等于 314 Ah、小于 450 Ah，采购规模 2 GWh，中标报价区间为 0.5317-0.6017 元/Wh；标段二同为集中控制式系统，电芯容量大于等于 450 Ah、小于 700 Ah，采购规模 1 GWh，中标报价区间为 0.5132-0.5546 元/Wh；标段三为分散式模块化、组串式电化学储能系统，采购规模 1 GWh，华能清能院与亿纬动力中标，报价分别为 0.565 元/Wh 和 0.5801 元/Wh。整体来看，大型框架采购价格仍集中在当前主流成交区间内，低价继续下探空间有限，但业主端对系统报价上修仍相对谨慎，短期系统价格预计延续稳中微调。
2026 年 5 月 22 日，新疆发改委发布《自治区发展改革委关于完善我区发电侧容量电价机制有关事宜的通知》，明确独立储能可按可用容量参与容量补偿，补偿标准按 165 元/kW·年执行，并自 2026 年 6 月 1 日起实施。相较于单纯依赖峰谷价差或辅助服务收益，容量补偿机制的完善有助于提高独立储能项目现金流可预期性，也为大容量、长时储能项目提供更清晰的收益支撑。对于系统端而言，项目收益机制改善并不会直接推高短期设备价格，但将提升业主对系统可靠性、可用容量和长期运维表现的关注度，推动招标评价从单一初始投资成本，逐步转向全生命周期收益与可用性约束。整体来看，储能系统价格短期仍以稳定为主，但具备明确收益来源的区域，后续项目落地和设备采购节奏有望更具确定性。