锂矿及锂盐
近一周，锂辉石精矿与电池级碳酸锂价格延续下行。其中，电池级碳酸锂现货价格区间为每公吨 8.9–9.1 万元人民币，均价约 9.0 万元人民币，环比下降约 7.2%；同期中国锂辉石精矿（SC6，CIF）价格区间为每公吨 1,150–1,280 美元，均价 1,215 美元，环比下降 10.0%。本周价格回落主要受到矿端复产预期升温及下游远期需求担忧影响。10 月 30 日，枧下窝锂矿采矿项目环评正式获批，市场对其十一月恢复生产的预期增强，叠加海外矿源持续到港、港口锂矿库存增加，供应端的宽松预期进一步强化。需求方面，十月电芯实际产量低于此前排产预期，市场对十一月至明年一季度的订单持续性仍持谨慎态度，供需预期转弱带动锂盐价格进一步下探。
从实际供需来看，当前碳酸锂价格下跌幅度仍受到市场情绪及远期预期的较大影响。虽然十一月矿端供应存在回升预期，但枧下窝实际复产后的开工率及产量释放仍需观察，短期尚不能将预期产能直接计入有效供应。需求端，十月新能源汽车批发量仍保持同比增长，大型储能项目建设及电芯交付也维持一定规模，但户储需求偏弱，动力电池后续排产存在调整压力。库存方面，前期持续去库的节奏已有放缓迹象，但贸易环节流通货源仍相对有限，现货基差保持偏强，市场尚未出现明显的全面宽松。随着价格跌破每公吨 9 万元人民币，部分高成本资源的盈利空间进一步收窄，叠加前期跌幅较大，短期继续快速下探的动力有所减弱。预计碳酸锂价格仍以低位震荡为主，阶段性反弹不排除，但矿端供应恢复及年末需求放缓预期仍将限制上行空间。后续重点关注枧下窝实际复产节奏，以及十二月碳酸锂库存能否由去库转向累库。
中国区市场（储能电芯）
近一周，中国磷酸铁锂储能电芯成交价格继续小幅回调。100 Ah 产品价格区间为每瓦时 0.375–0.440 元人民币，均价每瓦时 0.408 元人民币，环比下降 1.2%；280 Ah 产品价格区间为每瓦时 0.325–0.380 元人民币，均价每瓦时 0.353 元人民币，环比下降 0.7%；314 Ah 产品价格区间为每瓦时 0.325–0.380 元人民币，均价每瓦时 0.353 元人民币，环比下降 0.7%。随着碳酸锂价格进一步下探，磷酸铁锂正极材料成本持续回落，部分电芯企业开始下调新增订单报价，低价成交区间有所下移。尽管大型储能项目仍保持一定交付需求，但在原材料成本下降及客户议价增强的背景下，主流大容量电芯价格也出现小幅松动。
从市场供需看，当前电芯价格调整已不再局限于原材料成本变化，企业之间的订单竞争也在加剧。部分客户开始依据最新锂盐价格重新开展采购谈判，电芯企业为维持订单份额，适度增加价格让利。100 Ah 及以下规格受户储需求放缓、部分产品向大容量电芯切换等因素影响，供应相对宽松，价格支撑仍偏弱；280 Ah、314 Ah 则主要依靠国内大储项目及存量订单形成需求承接，调整幅度相对有限。随着锂盐价格继续处于低位，前期成本下降预计仍将逐步反映至新签订单，但不同企业的原材料采购成本、产能利用率及客户结构存在差异，价格调整节奏并不一致。预计短期储能电芯价格仍有一定小幅调整压力，其中 100 Ah 供需相对偏弱，280 Ah、314 Ah 在大储交付支撑下预计维持低位窄幅波动。
中国区市场（储能系统）
近一周，国内电化学储能系统价格整体稳定，部分规格小幅下调。直流侧 2h 液冷集装箱价格区间为每瓦时 0.44–0.53 元人民币，均价每瓦时 0.49 元人民币，环比下降约 1.0%；交流侧 1h 液冷集装箱价格区间为每瓦时 0.81–0.87 元人民币，均价每瓦时 0.84 元人民币，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 元人民币，均价每瓦时 0.58 元人民币，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 元人民币，均价每瓦时 0.53 元人民币，环比持平。近期电芯价格连续回调，部分成本下降开始反映至直流侧系统报价，但交流侧系统整体仍维持前期价格水平。当前系统市场竞争依然充分，常规磷酸铁锂设备价格处于相对低位，后续电芯成本若持续下降，新签系统订单仍可能面临进一步议价压力。
近期储能系统设备采购结果也反映出市场价格整体维持低位。11 月 1 日，上海电能青龙凉水河 100 MW 风电项目配套 20 MW/40 MWh 储能系统设备采购公布中标结果，中天储能以 2,308 万元中标，折合单价约每瓦时 0.577 元人民币，其他候选报价约为每瓦时 0.575–0.578 元人民币。10 月 29 日，山东威海碳纤维产业园源网荷储二期 18.75 MW/75 MWh 储能系统设备采购公布候选结果，前两名候选报价分别约为每瓦时 0.534 元和 0.500 元人民币。上述采购均为系统设备口径，其中威海项目属于 EPC 总承包项下的设备采购，并非完整 EPC 价格。近期 2h、4h 设备报价仍集中在前期低价区间，尚未出现系统性下行，但随着电芯成本回落及新项目竞争加剧，后续设备采购价格仍存在局部松动的可能。
此外，10 月 24 日，南方区域电力市场正式运行，广东、广西、云南、贵州及海南五省区实现区域电力市场统一运行，新型储能、虚拟电厂等经营主体参与市场交易的机制进一步完善。区域市场将中长期交易、现货交易和辅助服务衔接，有助于储能资源根据不同时段、不同地区的电力供需情况参与调节。对于储能产业而言，市场化交易范围扩大有望改善储能电站的收益渠道，但实际收益仍取决于峰谷价差、调度调用频率及辅助服务市场竞争情况。短期内这一变化不会直接改变电芯及系统设备价格，但随着项目收益逐步由政策性补偿转向市场化交易，业主对储能系统效率、循环寿命、调度响应及长期运行稳定性的要求预计将进一步提高，系统集成商在设备成本之外的综合交付能力也将更加重要。