锂矿及锂盐
近一周，锂辉石精矿与电池级碳酸锂价格出现明显回调。其中，电池级碳酸锂现货价格区间为每公吨 15.0-16.0 万元，均价约 15.5 万元，环比下跌 7.7%；同期中国锂辉石精矿（SC6，CIF）价格区间为每公吨 2,200-2,300 美元，均价 2,250 美元，环比下跌 8.0%。本轮下跌主要由供应预期再度强化驱动。市场围绕枧下窝项目手续取得新进展及部分锂盐产能可能恢复的讨论升温，前期对近端资源偏紧的定价快速修正；叠加仓单仍处高位、下游采购以刚需为主，盘面回落进一步带动现货成交重心下移。
供需两端看，实际资源释放节奏仍与市场预期存在差异。江西枧下窝项目虽取得新的用地预审与选址文件，但后续审批、建设及复产安排尚需推进，短期内直接形成供给增量的可能性有限，三季度复产仍存较大不确定性。江西其他矿山陆续进入停产换证阶段，前期矿石储备可对短期锂盐生产形成保障；海外方面，津巴布韦锂精矿及硫酸锂已陆续发运，但到港节奏仍偏慢，部分企业矿石库存偏紧，七月盐端不排除出现局部减量。与此同时，青海盐湖设备改造及智利对华碳酸锂出口回落，也对近月盐端供给形成一定约束。需求侧方面，正极和电芯排产仍处高位，铁锂新增产能继续爬坡，储能需求保持较强韧性，动力端则受出口改善和三季度传统旺季预期支撑；但下游原料库存相对充足，采购仍以刚需小单为主，价格快速波动后追高意愿明显减弱。
综合来看，本轮锂价回调更多反映市场对潜在供应增量的提前交易，而非终端需求出现实质性走弱。枧下窝复产预期仍是短期扰动价格的核心变量，但从当前手续进展到实际恢复生产仍有较长链条，市场对即时复产的定价或偏乐观。期货仓单和社会库存处于相对高位，仍将限制价格快速反弹；但盐端阶段性减量、部分企业矿石库存偏紧以及中游高排产，对每公吨 15 万元附近的价格形成一定承接。预计短期碳酸锂价格仍将维持震荡运行，继续大幅下探的空间相对有限，后续重点关注枧下窝审批进展、海外资源到港节奏及盐端库存变化。
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格整体维持稳定，各主流规格暂未出现明显调整。其中，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，环比持平；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。分规格看，100 Ah 产品仍受户用储能及部分海外用户侧需求支撑，成交价格韧性相对较强；280 Ah 与 314 Ah 产品供应较为充足，成交重心继续维持在现有区间。
近期碳酸锂价格快速回落后，电芯价格与上游原料的联动有所增强，但既有订单、原料库存及项目交付周期决定了成本传导并不会即时完成。若碳酸锂价格中枢后续持续由每公吨 17 万元附近回落至 15 万元左右，280 Ah、314 Ah 等竞争更充分的规格，其实际成交价不排除出现小幅跟调；但小容量产品及头部企业核心型号仍具备一定价格支撑。产品结构方面，314 Ah 仍是当前大储项目交付的主流规格，500 Ah+ 电芯则进入加速导入阶段。近期利星能启动 587 Ah/588 Ah 大容量储能电芯年度采购，也反映大型电芯的应用验证正在提速，但短期尚不足以改变主流规格价格整体稳定的格局。
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。相较于电芯，系统集成环节可压缩的利润空间更为有限，短期原料价格下行尚未直接传导至系统成交价。在行业理性竞争导向持续强化、招标端对安全性能、项目业绩及履约能力要求提升的背景下，集成商通过进一步压低价格获取订单的空间相对有限，短期系统成交价回调概率不大。
近期大型电网侧项目仍在释放需求信号。6 月 17 日，内蒙古电力集团 2026 年第一批电网侧储能电站项目 EPC 中标候选人公示，项目总规模为 2 GW/8 GWh，共覆盖 6 个项目、12 个标段，21 家企业入围，投标单价区间为每瓦时 0.637-0.667 元。该项目以 4h 电网侧储能为主，报价为包含设计、设备、施工及配套工程的 EPC 口径，不宜与系统设备成交价直接横向对比；但大规模项目报价集中在较窄区间内，也说明长时储能项目正进一步压缩非核心环节成本，并对总包企业的资金、交付和项目组织能力提出更高要求。
此外值得关注的是，6 月 18 日实施的《分布式电源接入电力系统承载力评估导则》，为分布式光伏接入由单一设备约束转向系统级、设备级综合评估提供了新的技术基础。对于部分可开放容量不足的区域，光储协同、就地配置灵活调节资源及配电网改造，有望改善分布式项目的接入条件，进而为工商业储能带来新的配套需求。但该政策的作用更偏向于改善并网约束，尚不足以恢复原有依赖固定峰谷价差的收益模式。考虑到电力市场化交易深化后，工商业储能项目收益测算仍面临较高不确定性，2026 年国内工商业储能需求预计仍以谨慎修复为主，该政策对市场的拉动更多体现为局部区域和特定光储项目的边际支撑。