锂矿及锂盐
近一周，锂辉石精矿与电池级碳酸锂价格小幅下挫。其中，电池级碳酸锂现货价格区间为每公吨 13.8-14.2 万元，均价约 14.0 万元，环比下降 2.8%；同期中国锂辉石精矿（SC6，CIF）价格区间为每公吨 1,980-2,060 美元，均价 2,020 美元，环比下降 1.7%。本周价格回落主要反映市场对下半年价格中枢的重新评估。一方面，远期供给释放和 2027 年供需转宽预期仍压制盘面；另一方面，现货端并未明显转弱，价格回到每公吨 14 万元附近后，下游点价和阶段性备货仍有承接。整体来看，碳酸锂短期仍处于“现实去库支撑”与“远期预期压制”并存的状态。
供给端看，枧下窝复产后的实际产出贡献仍低于前期乐观预期，市场对矿端增量的交易从“复产落地”转向“放量节奏验证”。七月澳矿发运环比下降，国内锂矿库存虽随前期到港有所回升，但整体仍处偏低水平，散矿流通有限，外购矿加工利润较薄，矿端对低价仍有一定支撑。盐端方面，八月部分锂盐厂、盐湖企业及津巴相关企业存在检修或减产安排，南美冬季也对发运节奏形成扰动，短期供应并未快速宽松。需求端，中游排产维持高位，动力和储能电芯排产继续增长，带动碳酸锂表需保持强度。综合来看，八月碳酸锂仍有去库支撑，九月后即使部分海外资源到港缓解供应压力，旺季需求也可能继续消化库存。
短期来看，碳酸锂价格预计仍以低位震荡为主。当前现实基本面并不弱，库存去化、盐端检修和中游高排产限制了价格继续快速下探；但资金端更关注 2027 年潜在过剩，反弹高度也受到压制。若八月后需求兑现较好，市场仍可能重新交易四季度旺季支撑；但相比前期高点，下半年价格中枢已明显下修，后续价格更可能围绕每公吨 13-15 万元区间反复波动。
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维持稳定。100 Ah 产品价格区间为每瓦时 0.405-0.480 元，均价每瓦时 0.443 元，环比持平；280 Ah 产品价格区间为每瓦时 0.330-0.390 元，均价每瓦时 0.360 元，环比持平；314 Ah 产品价格区间为每瓦时 0.330-0.390 元，均价每瓦时 0.360 元，环比持平。随着碳酸锂价格回落至每公吨 14 万元上下，电芯端成本中枢同步下移，部分企业在大客户供货和长协订单中主动让利，以锁定后续交付和产能利用率。虽然本期均价环比持平，但实际成交重心较前期有所下探，部分主流大储电芯订单已低于每瓦时 0.360 元。
从结构看，电芯价格下行更多来自成本重估和订单竞争，而非需求明显转弱。大储项目仍以 314 Ah 为主，500 Ah 及以上产品持续导入，但短期尚未改变主流规格的供应格局。当前头部客户议价能力增强，部分电芯企业为保障四季度订单排产，愿意以较低价格提前锁单；100 Ah 产品此前受户储和海外用户侧需求支撑较强，但部分渠道库存压力仍在，价格韧性也有所弱化。预计短期电芯成交价仍将围绕低位稳定运行，若碳酸锂中枢继续下修，部分长协和新签订单仍可能小幅跟调，但储能需求维持高位也预计会限制价格继续大幅回落。
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 0.45-0.53 元，均价每瓦时 0.49 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。电芯成本下行对直流侧系统仍有传导，但系统端还需覆盖 PCS、升压变、EMS、温控、消防、并网调试及质保等多项成本，交流侧系统价格弹性相对有限。当前集成商报价更多围绕交付边界、设备配置和项目风险重新定价，单纯依靠电芯降价继续压低系统价格的空间有限。
近期大型储能系统采购更能体现招标端对集成能力的筛选。七月底，国内多家央企启动磷酸铁锂储能系统框架采购，合计规模超过 4 GWh，采购范围覆盖 2h 与 4h 方案，并要求供应商提供电池舱、PCS、BMS、EMS、变压器、汇流设备及集装箱体等全套系统设备。其中，部分框采进一步区分跟网型、构网型和组串式技术路线，要求电池舱采用 314 Ah 及以上磷酸铁锂电芯、液冷方案，单舱容量不低于 5 MWh，变流升压一体舱容量不低于 5 MW。相比单一设备价格，业主更关注系统集成商是否具备大容量项目供货业绩、核心部件协同能力和长期交付保障。整体来看，系统端价格虽仍处低位竞争区间，但后续项目筛选将更多围绕技术路线、并网能力、履约经验和全套设备交付，而非单纯压低储能系统单价。
海外市场层面，美国关税政策调整及逆变器准入限制对中国储能产品出口的扰动持续加剧。关税方面，中国储能电池及相关产品对美出口综合税负已由此前的约 38.4% 上调至约 40.9%，削弱了中国储能系统产品在美国市场的价格竞争力；与此同时，美国近期针对中国产新型联网电力逆变器实施进口限制，现有已获批型号短期内暂未被全面纳入管控范围，但新项目采购、产品认证及供应链审查门槛已显著提升。对国内大型储能企业而言，出口美国的新项目将面临更高的本地化组装、非中国产逆变器替代及合同合规成本，系统报价及交付周期存在被动抬升压力；对工商业储能厂商而言，若美国市场收入占比较低，短期受到的直接冲击相对有限，但户储、工商业一体柜及逆变器配套订单仍需关注渠道库存消化、认证切换及客户观望情绪带来的订单节奏波动。整体而言，此类贸易政策将推动国内储能出口企业加快北美本地化产能布局、第三方产能合作及非美市场多元化布局节奏。