近日，笔者奔赴南京、合肥等地调研锂电产业链。现货端，锂盐厂库存偏低，低价出货意愿极低；正极材料厂满产满销、库存较低，价格跌破14万元/吨可能触发集中补库。供给端，非洲、澳大利亚矿山扩产慢于预期，我国云母矿品位下降、尾渣提锂受限，回收料因黑粉成本倒挂暂难形成有效补充。三季度碳酸锂价格或偏强震荡运行。
近期，笔者奔赴南京、合肥、芜湖等地，调研碳酸锂贸易商以及正极材料、储能、动力电池等企业，了解产业供需和企业心态。
[产业概况]
A：南京地区碳酸锂贸易商
该企业为江苏地区大型贸易商，能化、黑色系商品贸易收入占公司总营收的60%~70%；新能源事业部营收占比约10%，下设光伏、锂电两条业务线。锂电业务除碳酸锂外，还有矿石和非标氢氧化锂。2025年企业锂盐贸易量约10万吨，月度最大出货量1.4万吨。今年为加快流转、管控风险，企业贸易规模收缩至月均7000吨。企业90%的锂盐现货直接对接正极材料厂，少量现货对接固定合作的大型贸易商，所接货物需符合广期所交割标准。
该企业表示，近期现货供应偏紧，出货量较大，若无价格上行支撑，市场买盘力量或持续偏弱。下游企业对碳酸锂价格维持看涨预期，但坚持逢低采买原则，价格跌至14万元/吨下方企业或放量采购。14万元/吨左右的价格为多数外购矿锂盐厂的盈亏平衡线，叠加前期套保头寸尚未交割，且企业库存水平不高，锂盐厂出货意愿极低。
供应方面，非洲、澳大利亚等地锂矿品位稳定，扩产、复产节奏慢于市场预期，短期不会出现大规模供应增量冲击。我国江西宜春的云母矿品位持续下降，尾渣提锂受政策限制，无法形成有效供应补充。电解铝提锂属于危险废物处置范畴，仅少数合规头部企业具备相应资质。当前回收料对碳酸锂盘面价格的影响极小，预计相关影响将在2028年之后逐步显现。预计2027年碳酸锂供需处于紧平衡状态，供过于求风险集中在储能、低端铁锂领域，这两个行业产能扩张速度过快，已出现透支需求的迹象。储能企业对碳酸锂价格的承受能力明显分化，出海项目占比较高的企业的承受能力远高于以国内项目为主的企业。
该企业以期现正套操作为主，规避潜在的经营风险，所有操作均以现货为基础展开。当前碳酸锂基差较前期走强，新货贴水基本在1000元/吨以内，仓单注销释放部分现货资源，进一步推升基差。碳酸锂期货转变为Back结构，产业端倾向于加快出货节奏，尽可能规避后续移仓带来的潜在风险。碳酸锂盘面价格上涨部分源自A股市场情绪的带动。
B：南京地区正极材料厂
该企业为磷酸铁锂生产企业，总产能规划为40万吨/年，国内产能28万吨/年，国外产能12万吨/年。企业有稳定锂盐供应商，下游订单较为充裕，当前处于满产满销状态。预计8月国内产量为4万吨（较7月增加1万吨）。目前排产至未来两个月，部分长协订单已锁定至2027年年底。
现货市场及定价机制方面，当前市场主流定价模式为“月均价”和“期货点价”，长协多采用均价结算。目前现货市场缺乏挺价能力，上游企业在亏损状态下“变相停售”（比如按上月均价结算、停产检修等），但尚未形成行业协同调价机制。碳酸锂期货仓单量约3万吨，部分为头部企业的战略性库存，主要用于期现套利或交割。下游企业库存策略较为谨慎，当前维持低库存状态。整体看，碳酸锂价格跌至14万元/吨以下时可能触发下游主动补库。
市场结构与产业生态方面，正极材料行业显著分化，一线厂商产品供不应求，三、四线厂商产能过剩且质量不达标，有效产能不足。电池端集中度较高，质量控制严格，供应商体系稳定。储能行业对价格较为敏感，对碳酸锂价格的接受阈值为15万~16万元/吨。动力电池行业对成本的容忍度较高（碳酸锂占整车成本的20%~30%），目前行业完全成本在10万~12万元/吨，14万元/吨以下具备较强支撑。回收黑粉成本在17万元/吨以上，当前难以形成有效供应补充。
近期，碳酸锂市场的核心矛盾在于“预期博弈”，多空分歧源于明年供需格局的不确定性。2027年之后的矿山产能释放预期已被市场提前消化，但实际投产节奏存疑，有预期透支风险。
C：合肥地区储能企业
该企业主要业务覆盖光、风、储、电、氢领域，产品包括光伏逆变器、大型电网储能、工商业储能、户用储能、算力中心储能、构网型储能等，海外订单充裕。当前企业共配备15条产线，可实现半自动化生产，日产能约325兆瓦时（MWh），覆盖多品类储能需求。企业产品以出口至欧洲、中东地区为主。
储能行业市场格局方面，部分上半年停产的项目正在重启，各省份“十五五”期间实施储能项目总量管控，可避免行业野蛮发展导致的短期供应过剩。按区域用电缺口分配指标，纳入地方储能示范白名单的项目，可享受配套补贴，同时企业所得税按15%征收，较25%的常规税率大幅降低。当前储能行业市场主体集中开展项目备案、争抢区域指标，竞争较为激烈。地方储能指标耗尽后，新增项目将不再审批，同时配套补贴将被取消。笔者认为，正在进行的储能项目不能只关注新能源配套情况，需综合考量终端电价、成本转嫁空间等因素。不同区域储能发展的核心矛盾存在显著差异，经济发达地区与北方区域的政策导向、需求优先级完全不同。
政策方面，该企业负责人表示，国内地方政府储能相关政策有效期为2至3年。若无重大变动，现有储能政策到期后大概率延期或以修订方式延续。储能企业需结合对应地区的新能源装机容量、供需关系、调峰需求变化等，综合评估政策变动带来的潜在风险。
D：合肥地区动力电池系统企业
该企业专注于“动力电池系统”集成业务，即将电芯（来自宁德时代、国轩高科等企业）通过结构设计、热管理、BMS等整合成完整的电池包，提供给整车厂。公司采取定制化开发模式，通常由主机厂指定电芯供应商，企业负责系统集成。2025年该企业为全球约60万台车配备了电池包，订单模式为按季度滚动，库存周期很短，基本是按订单生产。除国内生产基地外，该企业已经在印度尼西亚、越南等地布局生产基地，以应对当地政策要求和高昂的运输成本。
新能源汽车方面，今年国内新能源乘用车市场表现一般，普遍预期全年销量同比下滑4%，主要原因是去年年底政策补贴力度下滑前大量需求被透支。今年一季度动力电芯厂开工率一度下滑至40%，目前回升至60%~70%。下滑的新能源乘用车需求被其他领域部分弥补，比如重卡/商用车电动化、工程机械、电动船舶、机器人、无人机及低空经济等新兴应用场景，但这些行业基数较低，无法完全对冲动力电池需求的下行压力。从全球范围看，国内市场竞争趋于稳定，中国企业正转向日韩和欧洲市场寻求增量。
动力电池技术路线及成本传导方面，在电池化学体系上，磷酸铁锂因安全性高、国内原材料（铁、磷）供应充足，已成为主流品种；高镍三元电池因存在安全风险，市场份额不断下降。上游原材料（如碳酸锂）价格波动会通过框架协议传导至电芯厂，进而影响系统集成商。目前产业链利润高度集中于电芯、电池厂，主机厂和系统集成商毛利率极低，下游龙头企业开始自建电芯产能以摆脱对电芯厂的依赖。
E：合肥地区锂电池企业
该企业主营业务为动力电池系统，以磷酸铁锂路线为主；储能电池系统为企业第二增长曲线，覆盖大型储能、工商业储能、通信储能和户用储能；同步配套锂矿投资、正负极材料自研自产以及动力电池回收业务，搭建了完整锂电循环产业链。
2026年该企业储能电芯产能几乎翻倍，目前储能电芯厂处于满产状态，通常保持安全库存，并根据订单生产。
回收方面，该企业碳酸锂月度需求量约6000吨，自供比例约30%，其中回收板块月产折合碳酸锂约800吨，锂云母板块月产碳酸锂1000吨。长协占比20%（长协价格高于期货价格时，部分采购需求会转向现货或期货点价），其余外采碳酸锂主要通过期货市场（包括接仓单和期转现）实现。库存维持7~10天用量，近期已开始为“金九银十”备库，原料库存有所回升。行业整体回收产能利用率较低（40%左右），主要处理生产废料（极片等）及“退役”电池。“退役”电池直接提取碳酸锂的利润较低，部分流向物理修复或直接做成正极材料以实现利益最大化。回收加工费相对固定，成本取决于原材料价格。若碳酸锂价格偏低，则回收经济性受损。国家规范梯次利用和回收标准，旨在促进行业健康发展，淘汰落后产能。
终端需求方面，国内乘用车市场增速放缓，甚至出现负增长，但重卡、矿卡及船舶电动化带来一定增量。未来主要增长点为储能业务，尤其是海外市场，企业重心逐步向海外转移。国内储能行业受政策（如容量补贴）及项目收益影响存在并网延后现象，但长期趋势依然向好。目前动力电池与储能出货占比均在40%~50%，预计未来储能出货占比将提升。对于电池消费税问题，该企业负责人表示，国内新能源产业进入成熟期，国家征收消费税表明行业已具备造血能力，基本面趋稳，对整个行业影响不大。
套保策略方面，企业会根据月度需求（1~2个月用量）进行买入套保，锁定成本。在价格下行周期，采取逢低分批买入策略；若期货大幅贴水，则选择接仓单自行加工（加工费约2000元/吨）。有机构认为，目前大样本碳酸锂库存绝对值较低，若维持当前去库速度，三季度末库存将进一步紧张，可能引发贸易商囤货行为。锂矿股走势与碳酸锂现货价格高度相关。用赣锋锂业等头部企业股价反推，碳酸锂合理价位在13万~14万元/吨。5月资金从新能源板块流向科技股，近期资金可能回流至有色等资源板块，对锂价形成支撑。
F：合肥地区光伏企业
该企业的主要产品为N型TOPCon光伏电池、光伏组件，布局有BC电池、钙钛矿新技术。主要业务覆盖电池组件制造、光伏电站EPC、工商业分布式光伏、储能、零碳产业园、光储充一体化等。当前企业新能源资产占比超70%，由地产集团转向光伏制造和绿电服务商。企业产能利用率约58%，库存周期为18天。
储能方面，企业风光储电站累计装机超1.2吉瓦（GW）。企业不生产电芯，与头部企业深度合作，采用“联合实验室+供应链”协同模式，聚焦系统集成和项目开发运营。企业主要依托TOPCon电池组件产能，实现光储项目内部协同，做“光+储”一体化打包方案。商业模式以项目投资、EPC、系统集成、电站运维为主。此外，企业还面向AI算力中心，储能作为供电安全底座，保障算力负荷稳定，参与电力市场交易。AI算力中心配储仍处于起步阶段，未来发展空间广阔。企业定位偏向下游应用端，对原料价格的波动不太敏感。企业负责人表示，储能项目收益要综合考虑不同省份的政策、峰谷电价差、光伏发电等效小时数等，海外项目面临人工与基建成本高的问题。
G：合肥地区锂电回收企业
该企业核心业务为“退役”动力电池和储能电池的回收、拆解、分选，从废旧电池中提取碳酸锂、硫酸镍、硫酸钴等电池级金属盐，利用回收金属盐生产磷酸铁锂、三元正极材料，再回供电池制造，实现闭环。企业每年可为2万台乘用车（小车型）配套电池包。企业合肥基地每年能处理20万吨废旧动力电池，配套电池级碳酸锂产线。企业靠近国轩高科等，便于“退役”电池收储与再生材料就近供货。电池级碳酸锂产能规划4万吨/年，一期产能2万吨/年。
锂电池回收方面，当前磷酸铁锂电池的湿法回收技术成熟，实验室可实现98%~99%的回收率，但为了平衡成本与效率，实际回收率为94%~95%。回收过程并非简单的物理破碎，而是通过化学方法提炼锂、镍、钴等金属。回收企业较为重视铜、铝、锂的价值。一吨“退役”电池理论上可回收10%的碳酸锂当量。目前，通过正规渠道（需进行环境影响评价）采购原料成本较高，非正规渠道（如民间作坊）采购成本低但存在环保和安全风险。
去年年底，企业开始建设碳酸锂生产装置，目前已具备量产条件，主要为国轩高科提供半配套碳酸锂材料，属于内部资源调配。该装置以废旧电池黑粉为原料，通过浸出、酸化、膜分离、蒸发结晶等工艺产出碳酸锂。原料依赖外部采购废旧电池黑粉，价格与锂、铜、铝等金属含量有关。目前黑粉价格已上涨至7000元/吨以上。
由于原材料（特别是黑粉）价格大幅上涨，当前回收行业的生产成本高于市场售价，普遍处于倒挂状态。
H：芜湖地区锂电池回收企业
该企业为工信部动力电池回收白名单企业，传统业务为节能环保装备制造，2019年开始转型至新能源锂电回收领域。核心工艺是“火法+湿法耦合回收”技术，该项技术可以同时处理磷酸铁锂和三元锂电池，依托水泥厂的余热和现有设施，大幅节约能源和环保投资成本。目前企业已建成5000吨/年的中试线和1.5万吨/年的示范线。同时，企业正在湖南等地推进更大规模的项目。目前部分产线处于停工状态。该企业下设正极材料厂，规划产能12万吨/年，一期产能5万吨/年。
企业锂电回收采用“前端+后端”模式，前端负责电池的回收、破碎、分选，产出黑粉，后端负责将黑粉提纯为电池级碳酸锂。此外，黑粉也可作为原料销售给其他湿法企业。未来企业会优先布局华东、华中、华南、西南等新能源消费市场容量大的地区。目前市场上湿法产能220万吨/年，1万吨废旧电池大约能产出6200吨黑粉，加工费约2000元/吨。
该企业负责人表示，2020年国内电动汽车市场渗透率加速上行，动力电池“退役”潮可能在2030年以后来临。从锂电回收的经济效益看，碳酸锂价格在17万/吨以上开工性价比提升。未来回收类企业的成本低于“原矿浮选成精矿的费用+锂盐厂的加工费”才会有较大的市场竞争力。
[总结及展望]
从调研的情况来看，目前碳酸锂现货供应偏紧，锂盐厂盈亏平衡线约为14万元/吨，低于此价格锂盐厂出货意愿低。供应方面，非洲、澳大利亚等地锂矿扩产节奏慢于市场预期，我国江西云母矿品位持续下降，尾渣提锂受政策限制，回收料对盘面的影响极小。
需求方面，正极材料厂满产满销，储能项目因地方补贴政策重启、国内新能源乘用车销量承压，呈现“储能强、动力弱”的分化格局。下游正极材料、电池厂维持低库存状态，预计碳酸锂价格跌至14万/吨下方会触发集中补库，底部支撑明确。产业以点价采购为主，盘面价格受资金与A股市场情绪扰动，仓单多为头部企业战略库存。湿法回收技术成熟，但当前黑粉原料成本倒挂，多数回收企业处于停工或低负荷运行状态。相关企业表示，碳酸锂价格回升至17万元/吨以上才具备开工经济性。
短期碳酸锂价格下方空间有限。8月下游正极排产环比提升，电池厂启动旺季备库，叠加行业总库存回落至低位，现货供应偏紧支撑锂价走强。供给侧依赖海外矿山，回收产能利用率长期偏低，难以对冲需求增量。9月锂矿石集中到港、电池消费税对盘面有一定压制作用，但锂盐厂低库存、惜售心态难以扭转，价格回调幅度有限。
预计三季度碳酸锂价格呈震荡上行态势，价格波动由下游补库、锂矿石到货节奏主导，贸易商囤货意愿将随着库存去化持续提升。中长期看，储能电池需求占比将逐步超过动力电池。2030年之后回收产能或逐渐释放，形成稳定的“城市矿山”补充，锂价波动幅度有望收窄。（作者单位：中辉期货）
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