锂矿及锂盐
近一周，锂辉石精矿与电池级碳酸锂价格震荡偏强。其中，电池级碳酸锂现货价格区间为每公吨 13.9-14.4 万元，均价约 14.2 万元，环比上升 1.1%；同期中国锂辉石精矿（SC6，CIF）价格区间为每公吨 1,990-2,090 美元，均价 2,040 美元，环比上升 1.0%。本周锂盐价格小幅修复，主要来自低位成交改善和现货基差走强。盘面回到每公吨 14 万元附近后，部分下游点价意愿提升，新货流通仍偏少，市场对八月去库的验证也增强了短期价格支撑。不过，资金端仍在交易 2027 年供需转宽预期，价格上行并未形成单边趋势。
供给端看，枧下窝复产进度仍慢于前期乐观预期，后续采矿环评审批、配套选矿及尾矿库变更仍需继续推进，短期实际增量有限。海外矿端同样存在扰动，澳矿发运环比下滑，南美冬季影响锂盐产出及发运，智利七月对中国锂盐发运也有所下降。盐端方面，八月部分锂盐厂、盐湖及津巴相关企业仍有检修减产安排，叠加中游排产维持高位，碳酸锂现实供需并未明显转松。预计八月仍有较强去库支撑，九月后即使津巴资源到港和盐湖产量恢复带来供给增量，旺季需求仍可能继续消化部分新增供应。综合来看，短期碳酸锂价格仍以震荡为主。当前出货旺季尚未结束，动力和储能电芯排产维持高位，现货去库对价格底部仍有支撑；但下游前期备货相对充分，价格继续上行后追高意愿有限。中期看，若八至九月需求兑现较好，市场仍可能重新交易四季度旺季现实，但上方空间取决于江西、津巴及南美供应扰动能否持续兑现。相比上半年高位阶段，碳酸锂下半年价格中枢已有所下修，后续更可能围绕每公吨 13.3-14.9 万元区间反复波动，持续大幅上行的概率较低。
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局部松动。100 Ah 产品价格区间为每瓦时 0.400-0.480 元，均价每瓦时 0.440 元，环比下降 0.6%；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。碳酸锂价格在每公吨 14 万元附近震荡后，电芯端成本中枢较前期回落，部分企业在大客户及长协订单中继续让利，以锁定后续交付和产能利用率。100 Ah 产品受远期户储市场库存压力影响，价格韧性较前期减弱；280 Ah、314 Ah 主流大储电芯则维持低位稳定。
从需求结构看，大储订单仍有支撑，但电芯企业对远期价格的判断趋于谨慎。314 Ah 仍是当前大储交付主流规格，500 Ah 及以上产品持续推进导入，但短期尚未改变主流规格竞争格局。户储方面，前期海外需求支撑较强，但随着渠道库存和来年供给释放预期升温，小容量电芯的持续涨价基础明显不足。当前电芯厂更倾向于通过低位锁单绑定核心客户，而不是等待价格反弹。预计短期电芯成交价仍以稳定为主，若碳酸锂价格中枢继续下移，部分新签及长协订单仍存在小幅跟调空间，但预计储能需求高位运行将限制价格大幅下探。
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。电芯端价格松动对直流侧系统仍有一定传导，但系统总价还受到 PCS、变压器、EMS、温控、消防、并网调试及质保责任等因素约束，交流侧系统价格调整更慢。当前系统报价已处低位，集成商更多是在设备配置、交付边界和风险责任之间重新平衡，而非单纯跟随电芯价格下修。
近期大型独立储能系统采购继续体现低位竞争。八月上旬，交投隆化郭家屯 300 MW/1,200 MWh 独立储能项目中标结果公示，系统中标单价约每瓦时 0.525 元。该项目为 4h 磷酸铁锂储能系统设备采购，供货范围覆盖电池、PCS、变压器、直流汇流设备、BMS、EMS、测量计量、消防及集装箱内相关附属设备，并包括工厂试验、运输交货、现场安装指导、调试协助和质保期服务。该价格说明，源网侧大储系统仍处充分竞争区间，但低价并不意味着供货范围收缩。后续项目筛选将更重视系统集成商的成本控制、核心部件协同、交付组织和长期服务能力。
此外，政策端对新型储能发展质量的要求也在进一步明确。国家能源局于 2025 年 7 月 31 日发布《中国新型储能发展报告（2025）》，其中强调新型储能已从前期快速装机阶段，逐步进入更重视应用场景、市场机制、技术创新和运行质量的新阶段。对储能系统价格而言，这意味着后续项目竞争不会只围绕设备单价展开，业主端将更加关注项目实际调用率、并网调度能力、安全运维水平和全生命周期收益。短期看，电芯成本回落仍会使系统价格维持低位竞争；但随着独立储能参与现货市场、辅助服务和容量补偿机制逐步完善，具备构网支撑、稳定运行和长期服务能力的系统方案，仍有望在部分高要求项目中获得一定溢价。后续储能价格的观察重点，预计也将从单一设备采购成本，进一步转向“设备价格—运行收益—安全责任”之间的综合平衡。