5月8日，电池级碳酸锂现货价已逼近20万元/吨。瑞银最新报告将2027年锂价预测上调至28万元/吨，较此前预测高出47%。上调预期的重要锚点是储能需求激增：地缘冲击、油气价格上涨、AIDC电力需求增加，以及储能系统成本预计下降30%，共同推动全球储能需求大幅上修。

然而，2026年以来全国大型储能项目废标弃标现象显著增多。陕西铜川100MW/400MWh独立储能电站，中标单价1.078元/Wh，供应商未在规定时间内签约并放弃资格；宁夏通久新能源100MW/200MWh储能电站，中标方因原料涨价压力被解除资格，项目重启招标；内蒙古能源集团百万千瓦风光氢氨一体化配套60MW/120MWh储能项目，中标方亦因成本倒挂弃标，项目暂停推进。据不完全统计，2026年以来全国超200个储能项目被砍，至少6GWh项目废标中止。

碳酸锂价格自2025年最低点约6万元/吨快速攀升，2026年一季度已达19万元/吨左右，涨幅超三倍。供给端受限于澳洲、津巴布韦、尼日利亚等主产国出口收缩，以及国内江西云母提锂企业因安全问题复产缓慢；需求端中，储能成为全球锂需求最大增量，InfoLink Consulting预估2026年全球储能电芯出货量达801GWh，折算含锂量相当于1121万辆电动车，约占2025年中国新能源车总销量的70%。

在储能系统中，电芯成本占比最高。星辰新能董事长柳娜对甘肃200MW/800MWh项目的拆解显示，综合成本为0.77元/Wh，其中电池成本0.51元/Wh，占比66%。行业普遍测算，碳酸锂每上涨1万元/吨，电池成本上升0.006–0.008元/Wh；当价格从9万元/吨涨至19万元/吨时，项目综合成本上升0.04–0.05元/Wh，一个800MWh项目将额外增加成本3200万至4000万元。在毛利率普遍不足10%的储能行业，该增幅足以决定项目存续。

产业链各环节价格传导能力差异显著：上游矿企与材料厂商为直接受益者；中游电芯厂商凭借产业掌控力可顺利传导涨价；下游大型储能集成商则被锁定在“中标锁价、交付兑现”模式中，周期长达6–12个月，几乎无法向上游转嫁成本或向下游调价，形成典型“剪刀差”困局——不做则违约失信，做则硬扛巨额亏损。

“剪刀差”的另一端是项目生命线IRR。华电能源要求储能项目IRR不得低于6.5%，多数央国企以此为基准。项目收益主要来自交易套利、容量补贴及辅助服务，其中辅助服务占比普遍不足10%。容量补贴为基本盘，但各省差异大；光大证券测算，在多数省份165元/kW·年基准下，锂价每上涨10万元/吨，容量电价需提升50–60元/kW·年方可对冲。电力市场交易套利为收益大头但不确定性高：山西、山东、内蒙古等省份现货价差可达0.35–0.48元/kWh，而近半数省份不足0.3元/kWh。测算显示，当碳酸锂价格为12/20/24万元/吨时，现货套利价差需分别达0.37/0.39/0.41元/kWh，才能满足6.5%IRR目标。毁约潮集中于宁夏、河北、陕西等省份，主因当地电价结构与容量补贴难以覆盖成本上涨。

阳光电源表示，因国内储能业务毛利率基本为个位数，公司已主动放弃部分项目；海博思创指出，锂价达12万元/吨时部分项目承压，升至17万元/吨时需求显著中断。摩根士丹利研报显示，自2025年底起，多家央国企已将储能项目最低IRR要求由6.5%下调至5%。行业正集体“重摁计算器”，以账目可行性作为项目落地前提。

关于锂价走势，高盛预测2026年上半年触顶后进入修正期；瑞银则将目标价大幅上调至约29.8万元/吨；雅宝与SQM给出的长期稳定区间分别为9–18万元/吨和10–12万元/吨。业内共识为锂价正经历“结构性抬升”，价格中枢上移。在此背景下，头部企业加速构建供应链韧性：阳光电源转向价格敏感度更低、毛利率更高的海外市场；海博思创由设备销售向电站全生命周期运营延伸；部分新项目已采用“动态联动”报价模式，基础报价按当前锂价核算，有效期压缩至7–14天，并明确标注“逾期自动失效、需重新核算”。

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