锂矿及锂盐
近一周，锂辉石精矿与电池级碳酸锂价格小幅反弹。其中，电池级碳酸锂现货价格区间为每公吨 14.7-15.1 万元，均价约 14.9 万元，环比上升 5.3%；同期中国锂辉石精矿（SC6，CIF）价格区间为每公吨 2,050-2,150美元，均价 2,100 美元，环比上升 2.9%。本周锂盐价格修复，主要受现货流通偏紧、基差走强以及下游刚需采买支撑。盘面反弹后，产业端仍以刚需采购为主，追高意愿并未明显增强，说明本轮价格修复更多来自近端供需偏紧和基差走强的验证，而非需求侧出现全面扩张。
供给端看，枧下窝复产进度仍低于前期乐观预期。八月中旬，相关采矿项目环评文件进入拟受理阶段，但正式批复前仍需经过后续公示和审批流程。与此同时，配套选矿厂和尾矿库因矿种变更也需推进环评变更，短期实际增量释放仍有限。海外方面，津巴资源到港有望带来边际补充，部分企业逐步复产，但智利硫酸锂对华发运环比回落，海外供应修复节奏仍存在不确定性。需求端，中游排产维持高位，动力和储能电芯出货旺季仍对碳酸锂形成支撑，多口径库存数据也指向盐端继续去库。综合来看，短期碳酸锂现实基本面仍偏强，价格预计以震荡为主，阶段性上行空间仍取决于江西、津巴及南美供应扰动是否持续兑现。中期来看，碳酸锂价格仍难脱离“强现实、弱预期”的矛盾。八至九月旺季排产和去库对价格底部形成支撑，但下游前期备货相对充分，价格继续上行后点价积极性可能下降；同时，市场对明年储能需求放缓、电芯去库存和潜在供给释放仍有担忧，限制反弹高度。预计短期电池级碳酸锂仍在偏强震荡区间运行，后续若基差继续走强或矿端扰动进一步兑现，价格仍有上探可能；但持续单边上行的基础仍不充分。
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持平。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。碳酸锂价格回升后，电芯端成本压力有所抬升，但企业当前仍以执行前期订单和稳定客户关系为主，主流成交价暂未明显上调。100 Ah 产品受远期户储库存压力影响，价格受到一定压制；280 Ah、314 Ah 大储电芯则维持低位稳定。
从成本结构看，近期铜等有色金属价格偏强，对电芯辅材和导电件成本形成一定支撑，也削弱了电芯继续降价的空间。不过，电芯环节供应远期预期较充足，目前大客户仍有一定议价能力，企业更倾向于通过长协和远期订单锁定排产，而不是主动推涨价格。大储项目仍以 314 Ah 为主，500 Ah 及以上产品继续导入，但短期尚未改变主流规格竞争格局。预计短期储能电芯价格仍以稳定为主，原料端回升对价格底部有一定支撑，但在产能竞争和客户压价背景下，主流规格明显涨价的基础仍有限。
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。当前系统端价格并未随电芯成本短期波动出现明显调整，主要因为系统报价除电芯外，还受到 PCS、变压器、EMS、BMS、温控、消防、并网调试、质保及交付责任等多项因素约束。随着系统价格已处于较低区间，集成商进一步让价的空间相对有限，后续竞争将更多体现为电芯资源、核心部件配置、系统安全设计、并网适配能力和交付边界的综合平衡，而非单纯跟随电芯价格下调。
近期中国能建 2026 年度磷酸铁锂储能系统集中采购候选结果进一步反映出系统端低位竞争仍在延续。该集采预估规模 30 GWh，覆盖 1C、0.5C、0.25C 储能系统及磷酸铁锂电芯多个标包，入围企业涵盖电芯厂、PCS 厂、传统电气设备企业和储能系统集成商。从候选报价看，2h 系统价格大致集中在每瓦时 0.53-0.60 元附近，4h 系统价格多落在每瓦时 0.49-0.55 元附近。与单一项目相比，年度框架集采更能体现头部企业对全年订单份额、产能利用率和客户绑定的争夺，因此报价竞争更充分。但从招标要求看，价格并不是唯一筛选标准，系统标包对电池单体、PACK、PCS、EMS、BMS 等核心环节的自主研发或生产能力提出要求，并要求核心设备具备第三方认证或型式试验报告。对系统集成商而言，这意味着后续竞争将从简单设备拼价，进一步转向全套系统方案能力的比拼，包括电芯资源稳定性、PCS 与 EMS 协同能力、BMS 安全管理、液冷与消防方案匹配、项目并网适配、规模化交付和长期质保服务。整体来看，系统价格仍处低位竞争区间，但头部企业若具备供应链整合、核心部件协同和大规模项目履约能力，仍有望在大型框采和高要求项目中保持更强竞争力。
此外，八月海外储能市场继续释放出结构性增长信号。8 月 12 日根据公开报道以及统计显示，2026 年二季度中国企业海外可再生能源项目中，储能项目数量首次超过光伏，项目数同比增幅达到 75%，中东非、东南亚和巴基斯坦等新兴市场成为主要增量来源。与前期单纯依靠设备出口不同，中国储能企业出海正在从“产品交付”转向“系统方案、本地服务和区域产能协同”，海外业主对交付周期、认证体系、运维能力和极端气候适配的要求也在提高。对国内系统价格而言，海外需求不会直接改变短期低价竞争格局，但会为具备大项目交付经验、PCS/EMS 协同能力和本地化服务能力的集成商提供更高附加值订单来源。后续需关注海外高要求项目能否对冲国内框采低价压力，并推动头部企业依托系统方案和本地化交付能力形成差异化溢价。