鋰礦及鋰鹽
近期碳酸鋰整體維持高位震盪，價格重心較前期小幅上移，盤面表現為先回落後反彈，主力合約多數時間在每公噸 16-17.5 萬元區間震盪運行。截至 4 月 20 日，鋰輝石精礦（SC6）CIF 報價每公噸 2,300-2,400 美元，均價每公噸 2,350 美元，環比上漲 5.4%；電池級碳酸鋰現貨價每公噸 16.5-16.9 萬元人民幣，均價約每公噸 16.7 萬元人民幣，環比上漲 7.7%。從價格表現看，本次礦端漲幅仍快於鹽端，反映當前供需矛盾核心集中於鋰礦端，礦石供給偏緊對碳酸鋰的價格支撐，持續強於鋰鹽自身基本面的承壓影響。
供應端方面，當前市場關注點仍主要集中在礦端，尤其是辛巴威。近期已有消息顯示，當地針對中資企業的後續出口安排逐步明朗，未來可能通過配額、稅費及本地加工綁定等方式恢復部分發運，但前期禁運階段形成的供應缺口短時間內仍難完全彌補。考慮到礦石海運週期通常在兩個月左右，即便五一前後恢復裝運，實際傳導至國內供給增量，或將集中在三季度初，因此七月以後礦端銜接情況仍需重點關注。相比之下，江西礦山復產傳聞目前更多停留在預期層面，短期難以對鋰鹽生產形成實質影響，後續仍需持續跟蹤；澳洲方面，柴油與運營擾動尚未明顯傳導至產量端，大規模停產概率依然較低。整體來看，四月鋰礦端大概率延續去庫，礦端供應仍偏緊；但鋰鹽環節在鹽湖、回收爬產以及部分海外碳酸鋰出口增加的支撐下，現貨端尚未同步轉緊，礦石供給偏緊尚未完全傳導至鋰鹽環節。
需求端方面，四至五月下游排產繼續向上修正，頭部三元、磷酸鐵鋰電芯企業的產量計畫均有提升，其中儲能占比進一步提高，成為當前需求側最確定的支撐項。相比之下，動力電池雖然生產端維持高位，但終端銷售修復仍不充分，一季度整體仍處於累庫狀態，需求強度弱於此前預期。若後續辛巴威出口與梘下窩項目恢復不及預期，三季度鋰鹽去庫延續的概率將上升，屆時在投機補庫需求帶動下，鋰鹽供給緊張格局或將進一步加劇；反之，若上述供應端問題順利緩解，三季度重新累庫的可能性也會提高。綜合來看，當前市場仍處於礦端偏緊、鹽端相對平衡、需求結構分化的格局中，碳酸鋰短期大概率維持高位震盪，繼續上破的難度較大，但若供應釋放如期，價格中樞有望回檔。
中國區市場電芯（儲能電芯）
近期儲能電芯成交價格整體以穩為主，局部規格小幅上修。據最新統計，方形磷酸鐵鋰儲能電芯各型號價格如下：100 Ah 價格區間為每瓦時 0.420-0.475 元人民幣，均價為每瓦時 0.448 元人民幣，環比上期持平；280 Ah 價格區間為每瓦時 0.340-0.400 元人民幣，均價為每瓦時 0.370 元人民幣，環比上期持平；314 Ah 價格區間為每瓦時 0.335-0.395 元人民幣，均價為每瓦時 0.365 元人民幣，環比上期持平。當前市場主流新簽價格基本維持在每瓦時 0.350 元以上，頭部企業 500 Ah 以上大電芯報價，與 314 Ah 產品基本持平。
從規格結構看，280 Ah 有效供給規模有限，下游項目適配場景更窄，價格仍略高於 314 Ah。戶儲相關的小容量型號近期表現更強，100 Ah 以及 72 Ah、50 Ah 等產品在歐洲、澳洲、美國及部分新興市場戶儲訂單支撐下，小容量電芯供給持續偏緊，價格維持合理溢價，該趨勢也已在戶儲企業訂單與資本市場表現中得到印證。整體而言，本輪電芯價格上行並非由需求單邊拉動，而是在高位成本、局部型號偏緊和交付資源約束共同作用下維持強勢。與此同時，集成端在經歷前期被動接受高價後，當前對繼續提價的承受能力正在減弱，採購更強調交期、品牌與條款匹配。綜合判斷，當前電芯市場已從前期的主動漲價階段轉入高位博弈階段，當前原料與售價水準下，電芯企業利潤具備支撐，系統集成端經營壓力則相對突出，若後續碳酸鋰和正極材料出現更明確的回檔，電芯報價可能存在邊際鬆動空間。
中國區市場儲能系統
近期國內儲能系統價格整體偏穩，前期電芯漲價的影響持續在向系統端傳導。根據最新統計，直流側液冷集裝箱（2h）價格區間為每瓦時 0.45-0.53 元人民幣，均價每瓦時 0.49 元人民幣，環比上期持平；交流側液冷集裝箱（1h）價格區間為每瓦時 0.81-0.87 元人民幣，均價每瓦時 0.84 元人民幣，環比上期持平；交流側液冷集裝箱（2h）價格區間為每瓦時 0.51-0.64 元人民幣，均價每瓦時 0.58 元人民幣，環比上期持平；交流側液冷集裝箱（4h）價格區間為每瓦時 0.48-0.55 元人民幣，均價每瓦時 0.51 元人民幣，環比上期持平。
整體來看，儲能系統價格較年初已出現階段性修復。從近期招標項目落地結果來看，4h 儲能系統價格中樞已基本穩定在每瓦時 0.50 元以上，但下游對更高報價的接受程度仍然有限。4 月 16 日公示的河北交投寬城德輝獨立儲能電站項目中，中標候選人報價區間為每瓦時 0.499-0.524 元人民幣，預中標價格為每瓦時 0.512 元人民幣，說明當前長時系統價格底部確已抬升，但市場對每瓦時0.55 元以上報價的接受並不寬鬆。更值得注意的是，該項目評審環節有大量投標檔被否決，意味著行業招標邏輯已脫離單一低價競爭模式，逐步轉向產品配置、企業資質、履約能力與項目經驗的綜合評審。結合頭部儲能企業 2025 年四季度以來的財報情況看，碳酸鋰和電芯價格上行已明顯擠壓系統集成端利潤，不僅壓縮了國內本就有限的毛利空間，也對海外高毛利市場的盈利水準形成侵蝕。綜合來看，系統報價雖有被動抬升壓力，但在項目方壓價、招標篩選趨嚴和利潤空間有限的多重約束下，短期內仍將以窄幅波動為主。
2026 年 4 月 9 日，工業和資訊化部、國家發展改革委、市場監管總局、國家能源局相關司局聯合召開動力及儲能電池行業企業座談會，部署規範產業競爭秩序相關工作，明確提出要持續推進產能預警調控、規範價格競爭、壓縮供應商賬期、加強產品品質監管、打擊智慧財產權侵權、整治行業無序內卷、惡性競爭等亂象，並討論了動力和儲能電池行業非理性競爭負面行為清單。這一會議釋放的信號比年初更明確，意味著儲能電芯與系統環節的極端低價競爭、超長賬期和非理性擴張將繼續受到約束。對行業而言，該政策導向並不會直接推動行業價格單邊上行，而是有助於抬高惡性壓價的門檻，修復電芯和集成端的價格底線，推動行業競爭邏輯從低價內卷，轉向產品品質、交付效率與全生命週期綜合服務的良性競爭。結合 2026 年國內儲能項目對品質、安全和履約要求同步提升的趨勢，這一輪反內卷推進預計將繼續改善儲能電芯和系統價格的可持續性，並利好具備規模、技術和交付優勢的頭部企業。