锂矿及锂盐
近一周，锂盐价格跌幅明显收窄，锂辉石精矿仍延续下行。其中，电池级碳酸锂现货价格区间为每公吨 8.8 – 9.1 万元人民币，均价约 8.9 万元人民币，环比下降 0.8 %；同期中国锂辉石精矿（SC6，CIF）价格区间为每公吨 1,100 – 1,200 美元，均价 1,150 美元，环比下降 5.3 % 。供应端，国内枧下窝锂矿采矿项目环评于 10 月 30 日获批，市场对其十一月恢复生产的预期进一步增强，但实际复产时间及后续开工率仍有待观察。江西宜丰水南矿区锂矿项目环评进入拟受理公示阶段，国内矿端供应恢复预期逐步增强。海外方面，本周锂精矿到港量相对偏少，贸易商库存小幅下降；盐端供应则有所增加，智利十月锂盐出口总量达到 2.33 万吨，环比增长 17 %，其中对中国出口 1.43 万吨，环比增长 6.5 %。整体来看，国内矿端复产预期与海外盐端供应增加，对锂价形成一定压力。
需求方面，十月新能源汽车批发量达到 180.7 万辆，同比增长 12 %，但月末冲量特征较为明显，终端消费表现仍有待进一步验证。储能市场则呈现结构性分化，大型储能项目开工及交付维持一定规模，户储需求相对偏弱。随着前期旺季订单逐步交付，中游材料及电芯企业十一月排产有所回落，各环节主动控制库存，市场对年末及 2027 年一季度需求持续性的担忧仍未消退。库存方面，本周碳酸锂去库幅度进一步收窄，下游以刚需备库为主，贸易商流通货源仍相对有限，但现货报价基差已有所松动。从供需平衡来看，十一月随着矿端供应逐步恢复，碳酸锂去库速度预计进一步放缓；若枧下窝复产顺利，最早可能于十二月出现由去库转向累库的变化。整体而言，近期锂价下跌已较大程度反映市场对远期供需转松的悲观预期，盘面情绪对价格的影响仍然较为明显。不过，当前价格已进入部分高成本资源的成本区间，实际供应尚未出现明显过剩，继续快速下探的空间有所收窄。预计短期碳酸锂仍以低位震荡为主，主力合约或在每公吨 8 万 – 9.6 万元人民币区间运行。后续重点关注枧下窝实际复产进度、十一月中游排产变化及库存拐点，若供应释放不及预期且下游维持一定采购韧性，价格存在阶段性修复的可能。
中国区市场（储能电芯）
近一周，国内磷酸铁锂储能电芯价格继续小幅回调。100 Ah 产品价格区间为每瓦时 0.370 – 0.435 元人民币，均价 0.403 元人民币，环比下降 1.2 %；280 Ah 及 314 Ah 产品价格区间均为每瓦时 0.320 – 0.375 元人民币，均价 0.348 元人民币，环比下降 1.4 % 。随着碳酸锂价格持续处于低位，磷酸铁锂正极材料成本支撑进一步减弱，部分电芯企业开始调整新签订单报价，实际成交价格较前期有所松动。与此同时，储能电芯市场竞争进一步加剧，部分头部厂商之间已出现因报价差异导致订单转移的情况，低价竞争重新成为影响市场成交的重要因素。
从规格结构来看，100 Ah 及以下电芯受户储需求偏弱及产品规格切换影响，传统应用市场的需求溢价持续收窄，部分企业仍面临一定的库存及出货压力。280 Ah、314 Ah则主要依靠大型储能项目及存量订单形成需求支撑，但随着供应商持续增加，主流大容量电芯也开始面临更直接的价格竞争。本周 280 Ah、314 Ah 产品均价环比下降 1.4 %，降幅略高于 100 Ah 规格，反映出当前价格压力已不再局限于小容量产品，而是逐步向主流大储电芯传导。与此同时，电芯企业原材料采购周期及库存成本存在差异，部分企业仍有前期高价原料库存，实际报价调整与碳酸锂现货价格之间存在一定时间差。预计短期储能电芯价格仍将偏弱运行，随着原材料低位持续及企业争取订单的意愿增强，价格竞争可能进一步加剧，其中 100 Ah 及以下规格需求支撑相对不足，280 Ah、314 Ah 则需关注大储订单兑现与新增供应之间的平衡。
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保持稳定。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 0.49 元人民币，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 元人民币，均价 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 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 0.53 元人民币，环比持平。近期上游锂盐及储能电芯价格持续回调，但系统端尚未出现同步调整，主要由于系统订单具有一定的商务谈判及交付周期，前期已签订单价格相对固定，同时 PCS、温控、消防等非电芯成本仍占据一定比例，原材料降价向系统报价的传导存在滞后。不过，随着电芯企业主动下调新增订单价格，系统集成商后续采购成本有望进一步下降，业主及采购方也可能据此重新提出价格要求，新签项目的报价压力正在逐步增加。
近期公开采购结果也为系统价格提供了新的参考。11 月 9 日，国电电力甘肃定西岷县 100 MW 集中式风电项目（二期）配套 10 MW / 20 MWh 储能系统设备采购公布中标候选人，第一候选人报价 1,196 万元，折合单价约每瓦时 0.598 元人民币，第二候选人报价折合每瓦时 0.646 元人民币。本次采购为 2h 储能系统成套设备采购，不包含升压站及土建工程。由于项目规模相对较小，与大型独立储能项目在设备配置及采购规模上存在差异，报价不宜直接横向比较，但也反映出当前不同项目的储能时长、采购边界及配置要求仍是影响系统成交价格的重要因素。
产业政策方面，11 月 6 日，国家能源局披露，我国已制定实施新型储能国家标准及行业标准 150 项，初步形成覆盖规划设计、设备检验、施工验收、并网运行、运维检修及安全管理等环节的标准体系。其中，部分储能标准已推广至海外项目，国内储能技术规范及检测认证体系正在逐步完善。随着行业标准化程度提高，储能项目对设备安全、系统集成及长期运行质量的要求也将进一步明确，市场竞争有望逐渐从单纯的设备报价转向产品性能与全生命周期交付能力。综合来看，当前储能产业链价格呈现上游锂盐低位震荡、电芯报价继续松动、系统价格相对稳定的分化走势。锂盐方面，市场已提前交易部分远期供应恢复及需求放缓预期，短期进一步下跌的流畅性有所减弱；电芯方面，原材料成本回落叠加企业间订单竞争加剧，价格压力仍在向主流规格传导；系统方面，成本下降尚未完全反映至终端报价，但新签订单的议价空间可能逐步扩大。预计短期产业链整体仍以弱势调整为主，后续价格变化将更多取决于上游供应释放、下游订单兑现及企业间竞争强度。