锂矿及锂盐
近一周，锂辉石精矿与电池级碳酸锂价格明显下跌。其中，电池级碳酸锂现货价格区间为每公吨 13.9-14.3 万元，均价约 14.1 万元，环比下跌 7.2%；同期中国锂辉石精矿（SC6，CIF）价格区间为每公吨 2,000-2,100 美元，均价 2,050 美元，环比下跌 6.8%。本轮回调主要反映供给端增量预期和远期需求预期的再定价。枧下窝锂矿已进入复产阶段，市场关注点转向后续爬产速度和实际供应贡献；同时，部分头部企业对后续需求节奏的反馈偏谨慎，叠加资金端对中长期供需转宽的交易升温，锂盐价格短期承压。不过，碳酸锂价格回落至每公吨 14 万元附近，下游点价和阶段性备货有所增加，说明低位仍有一定成交承接。
供应端来看，枧下窝复产将对三季度矿端预期形成压制，市场多按八月后产出逐步稳定进行测算，但江西其他矿山仍处于停产换证或复产推进阶段，区域内供应释放节奏并非完全顺畅。海外资源方面，前期澳矿集中发运后陆续到港，国内锂矿库存有所回升，但整体库存仍处于偏低水平，散矿流通有限，外购矿加工利润仍较薄，持货商低价让货意愿不强。盐端方面，部分企业受矿石供应衔接不畅、生产装置检修等因素影响，释放减产信号，叠加津巴布韦资源到港节奏不及预期，七至八月碳酸锂供应增幅可能低于此前预期。
需求端仍对锂价形成托底。当前中游排产维持高位，磷酸铁锂正极、储能电芯和动力电芯对碳酸锂需求仍有支撑；九月后若旺季备货逐步兑现，盐端去库节奏仍可能延续。近期库存继续回落，现货基差走强，也说明接近每公吨 14 万元附近的成交热情并未明显消失。综合来看，短期资金端更偏向交易复产放量和远期过剩预期，碳酸锂价格预计仍以震荡为主、方向偏弱；但盐端阶段性减产、中游高排产和四季度旺季预期仍会限制下行空间。若价格进一步回落，下游补库意愿或再次增强，但反弹高度仍受远期供应预期约束。
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基本维稳。100 Ah 产品价格区间为每瓦时 0.420-0.485 元，均价每瓦时 0.453 元，环比持平；280 Ah 产品价格区间为每瓦时 0.340-0.400 元，均价每瓦时 0.370 元，环比持平；314 Ah 产品价格区间为每瓦时 0.340-0.400 元，均价每瓦时 0.370 元，环比持平。碳酸锂价格快速回落后，电芯端成本压力有所缓和，但主流成交价暂未同步下探。当前各规格价格上涨动力仍较有限，100 Ah 产品虽受户储和海外用户侧需求支撑，但部分渠道仍面临库存消化压力；280 Ah、314 Ah 大储电芯供应相对充足，价格更多维持低位稳定。
从订单端看，电芯需求仍有承接，但企业定价更偏向稳订单和保交付。部分电芯企业在原料回落后，倾向于以相对低位价格锁定远期订单，以提升四季度交付确定性和产能利用率。大储项目仍以 314 Ah 为主，500 Ah/600 Ah 以上产品继续导入，但短期尚未改变主流规格的交易格局。考虑到储能需求仍处高位，电芯价格继续大幅下探的空间有限；但在产能供给充足、客户议价增强和原料回落背景下，各型号电芯短期也难形成明显涨价基础。预计后续电芯成交价整体以稳定为主，局部订单价格或随客户结构和交付周期小幅波动。
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保持稳定。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 0.52-0.63 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。电芯价格暂稳后，系统端缺乏进一步下调的直接驱动；同时，PCS、温控、消防、EMS、并网调试和质保等非电芯成本约束仍在，系统价格对单一原材料波动的敏感度下降。当前竞争重点更多集中在低价基础上的配置完整性、并网适配能力和交付责任，而非单纯压低设备单价。
近期单独储能系统设备项目中，7 月 11 日甘肃腾格里大基地 1.8 GWh 储能系统中标候选人公示，两个项目均由山东电工时代入围。其中，黄花滩 480 MW/960 MWh 储能系统总报价 5.0862 亿元，折合单价约每瓦时 0.52981 元；红砂岗 420 MW/840 MWh 储能系统总报价 4.4710 亿元，折合单价约每瓦时 0.53226 元。该价格处于当前 4h 储能系统主流成交区间内，也反映出大规模光伏配储项目在充分竞争下仍保留一定配置和履约门槛。后续系统端价格预计继续低位稳定，项目差异将更多来自容量规模、设备配置、质保要求和交付周期。
此外，近期电池消费税政策调整对储能产业链的影响需分不同场景看待。根据最新政策，自 2026 年 9 月 1 日起，锂离子蓄电池等产品将按 2% 税率征收消费税，2027 年 9 月 1 日起税率进一步调整至 4%。对国内市场而言，税负恢复将小幅抬升电芯和系统成本，对低价中标、收益率边际较薄的项目影响更敏感，部分业主和集成商可能在政策生效前加快锁单或调整合同条款。对出口市场而言，消费税不宜直接理解为新增出口成本，符合条件的电池产品仍适用消费税退免税政策；真正影响出口报价和利润的变量，更多来自电池产品增值税出口退税率下调，以及 2027 年出口退税政策全面取消的影响。整体来看，消费税调整对今年储能需求的扰动预计有限，但明年税负与出口退税变化叠加后，企业在订单报价、项目收益率测算和海外供应链布局上的分化将更加明显。