本文来自：平安研究，作者：陈骁、陈潇榕、马书蕾
摘要
上游锂资源供应情况是决定锂价未来走势的关键所在。上下游生产周期错配是锂需求爆发下供给难以快速响应的根本原因，紧缺格局下资源端仍是未来锂价走势的重要变量。本文遍历了全球在产、在建及规划中的80余个锂资源项目，对各大洲锂项目资源禀赋、产能产量、生产建设成本、销售情况进行了全面梳理，从供给量及成本角度把握锂价未来趋势。当前来看，供需缺口叠加成本支撑上移，锂价仍有一定上行空间。
锂资源总量丰富，区域特点各异。2021年全球锂资源总量约为8900万吨，主要体现为盐湖卤水、硬岩性锂矿及锂黏土矿等存在形式，区域上主要集中在南美三角区和澳大利亚，非洲及北美资源储量相对丰富，以矿石形式居多。国内以盐湖卤水为主，锂辉石及锂云母亦有分布。
供应结构丰富度提升，增量释放节奏不一。锂精矿仍为增量贡献的主要形式，澳洲棕地项目扩产及非洲绿地项目投产将成为未来1-3年全球锂供应增长的主要驱动力，欧洲锂矿或受开发环境影响及海外政策掣肘而建设周期较长，供应增量释放滞后。南美盐湖得益于开发条件成熟，扩产节奏较为稳定。
高成本产能逐步释放，矿端成本曲线趋陡。资源禀赋高的项目通常先被开发，随着资源缺口放大，低品位项目受高锂价刺激陆续投产，对应高成本的产能占比逐步提升，资源端成本曲线尾部上翘，曲线结构逐步趋于陡峭。此外，低品位产能更高的资本支出强度及并购场景下优质资源溢价将进一步助推完全成本抬升。短缺格局下资源端成本曲线陡峭化将对精矿价格理论区间下沿形成较强支撑。
供需偏紧支撑锂价高位，资源瓶颈上移产业利润。能源结构转型背景下，电动车及储能终端将作为两个主要增长极驱动锂需求高速增长，资源端增量释放相对偏缓，全球锂资源2024年前仍维持偏紧格局，资源瓶颈下产业链利润逐步上移，包销模式或进一步放大供需矛盾，预计锂价仍将维持高位。
投资建议：锂产业处于快速成长期，垂直一体化扩张将带来显著的效率优势和成本优势。资源自给率高的企业可实现供应保障及低成本锁定，最大化兑现利润。建议关注资源自给率高或正在加速提升的一体化发展企业。
风险提示：（1）终端需求增速不及预期。当前锂终端主要消费引擎在新能源汽车及电化学储能，若两种应用场景锂电增长出现超预期下滑，锂价有承压可能。（2）供应释放节奏大幅加快。海外绿地项目如出现较大程度超预期投产，锂供应增量加快释放，或将带来锂资源过剩格局。（3）海外相关政策风险。能源转型相关政策变化或带来终端增长不及预期，拖累锂需求增速。
01
总量资源丰富，区域特点各异
锂是自然界中第33丰富的元素，在地壳中含量相对较高，主要以盐湖卤水（58%）、硬岩性锂矿（26%）及锂黏土矿（7%）等形式分布于南美、澳洲及北美等地。但高品位优质锂矿和低镁锂比盐湖卤水资源稀缺，且全球锂资源分布不均，导致锂资源总量和实际可探资源量、即期产能间存在极大差异。
2021年全球锂资源总量约为8900万吨（探明储量约为2200万吨），总量较上年增加300万吨，主要集中在南美三角区和澳大利亚，两地锂资源占全球总资源量的65%。其中，南美三角（玻利维亚、阿根廷、智利）占比高达56%，是卤水锂资源最为集中的地区；澳大利亚占比为8%，硬岩型锂矿（锂辉石、锂云母、透锂长石等）为主，贡献当前全球50%以上的锂产品产量；国内锂资源80%以上存在于卤水中（盐湖卤水为主，其余为地热卤水、油田卤水、井卤水），品质相对南美三角要低，镁锂比高导致所需的开采技术要求更为严苛。
1.1澳洲锂矿：资源禀赋优越，贡献全球现有锂精矿超半数产量
澳大利亚锂矿资源禀赋优越，锂资源总量达3880万吨，储量达2198万吨，拥有Greenbushes、Pilgangoora、Marion和Cattlin几大资源量和品位均处于全球领先水平的大型在产锂矿项目，由于锂矿资源优质，开发环境友好，开采技术相对成熟，澳洲锂矿长期以来一直作为全球锂资源的主要供应来源，2021年全球产量占比约55%。
2018年以来，澳矿产量随下游需求景气度的变化经历了一轮周期。2018-2020年，西澳锂矿集中投产，在新能源车补贴退坡和消费电子需求量下行等因素影响下，锂精矿价格降至低位，上游利润压缩至亏损，产能逐步出清。2021年以来，政策支持和产业转型催化下，下游新能源车用动力锂电池和储能锂电池需求爆发，锂价在供应瓶颈下大幅上涨，澳矿加速扩产。
除几大核心在产项目外，随着扩产产能及绿地项目的放量，澳洲精矿产量将近几年实现持续增长。2022年新增投产项目包括Greenbushes的尾矿厂TRP（锂精矿产能从134万吨/年扩至162万吨/年）；pilgangoora的pilgan工厂（一阶段新增产能3-5万吨/年），pilgangoora的Ngungaju工厂（新增锂精矿产能18-20万吨/年，预计于22Q3投产）；另外Mt Marion锂精矿技改项目将于2022年下半年投产，产能提升10%-15%；Wodgina第一条25万吨/年产线于2022年5月复投产。
1.2非洲锂矿：多数为勘探中的绿地矿，禀赋优越
非洲锂资源总量达2575万吨LCE，主要分布在刚果(金)、马里、津巴布韦、加纳和纳米比亚五个国家，其中刚果(金)的资源储量最为丰富，2021年探明锂资源储量达300万金属吨，占非洲已探明储量的69.1%；其次是马里，探明锂储量为70万金属吨，占非洲已探明锂资源储量的16.1%。
非洲锂矿基本为近几年新勘探的绿地矿，具有较大的开发潜能。以Manono、Goulamina、Arcadia为代表，在全球绿地锂矿项目中具有明显的资源量和品位优势， 其中Manono是全球资源量最大的锂矿，资源总量达1632.1万吨LCE，超过澳洲大矿Greenbush（1336.2万吨LCE）和Pilgangoora（870.9万吨LCE）。除部分云母矿和尾矿外，非洲绿地锂矿的资源品位较高，大部分位于1.1%-1.6%区间。
由于前期勘探和投资的不足，加上基础设施建设相对薄弱，钻探和提锂工艺掣肘，非洲绿地矿项目多数仍处于完成可行性研究阶段或正在勘探中，不确定性较大。目前非洲地区在产的锂矿仅有津巴布韦的Bikita，其现有年产能9万吨透锂长石精矿，预计2023年后逐步扩产9万吨/年透锂长石精矿（Li2O 4.3%）、30万吨/年锂辉石精矿（Li2O 5.5%）、9万吨/年的锂云母矿（Li2O 2.5%）以及混合精矿（锂辉石、锂霞石等，Li2O 4.3%）约6.7万吨/年。
根据可行性报告，预计2024-2025年非洲绿地锂矿将迎来投产小高峰，产能加速释放，为全球锂资源紧张局面带来边际改善。重点项目包括年产能70万吨的Manono（预计2023年下半年投产，2024年产能爬坡）及Goulamina（预计2024Q1投产，一阶段锂精矿产能50.6万吨/年，二阶段扩产至83.1万吨/年）。
1.3亚洲锂矿：资源类型丰富，开发进度较慢
亚洲锂资源基本都分布于我国境内，类型丰富但禀赋相对澳洲和非洲较差。类型上，我国以盐湖卤水锂为主，约占国内锂资源总量的79%，其次是锂辉石矿和锂云母矿。地理位置上，集中分布于四川（占比11%）、江西（占比5%）、青海（占比43%）、西藏（占比31%）、湖北地区（占比7%）。其中，四川地区以锂辉石矿为主，LI2O品位在1.3%左右；江西宜春享有“亚洲第一锂都”美誉，是全球锂云母矿的集中地，但云母矿锂含量普遍低于锂辉石矿，Li2O品位位于0.2%-0.6%区间，故开发成本高、尾矿难处理、回收率较低；盐湖卤水型锂资源主要分布于青海和西藏地区，储量大但品位相对较低。
根据USGS数据，2021年我国锂资源量达510万金属吨，占全球总量的5.7%；储量达150万吨，占全球总储量的6.8%。四川锂辉石矿中，目前在产的仅有甲基卡134号矿脉（融捷股份持股100%）和业隆沟（盛新锂能持股75%），锂精矿年产能分别为7-8万吨/年和7.5万吨/年；李家沟项目正在建设中，有望于2022年底出矿，锂精矿设计产能为18万吨/年；天齐锂业100%持股的雅江措拉锂矿正在进行可行性研究，项目一期规划产能11万吨/年；其余仍处于停产或勘探阶段。整体来看，四川锂辉石矿的资源品位处于中上游水平，Li2O品位在1.3%左右，但是川矿的环保要求高，选矿、尾矿厂审批难度大，前期铺设基本建设所耗费的时间和投资额大，因此开发和扩能节奏相对较慢。
江西锂云母矿中，目前在产的项目精矿总产能达8.9万吨LCE，到2025年有望向20万吨靠近。其中，江钨集团的宜春钽铌矿、永兴材料的化山瓷石矿、飞宇新能源的大港瓷土矿是资源量和产能规模较大的在产锂云母矿，江特电机的茜坑锂瓷石矿处于探转采阶段，赣锋锂业的松树岗项目、加不斯铌钽矿和宁德时代的枧下窝矿区陶瓷土矿具有较大的开发潜力，或将对2023年下旬-2025年国内锂供应产生一定影响。
1.4美洲锂矿：多数项目仍处于可研或勘探阶段，2024年后产能逐步释放
美洲锂矿主要分布于北美的美国、墨西哥、加拿大和南美的巴西，其中巴西是目前除澳大利亚以外全球现有锂精矿产量的主要供应国。矿石类型来看，美国以沉积型的锂黏土矿为主，墨西哥拥有全球最大的锂黏土矿Sonora（赣锋锂业100%），加拿大和巴西以锂辉石矿为主，较多项目已经进入在建和开发阶段，发展前景广阔。
锂矿项目方面，北美75%的锂矿项目仍处于可研或勘探阶段，投产时间基本在2024年后；目前来看，在覆盖的24个样本项目中，已投产的仅有3个，在建项目3个（含确定重启的North American），完成初步经济评估(PEA)和可行性研究(PFS、FS、DFS)的项目共10个（占比41.7%），停产或探勘中的项目8个（占比33.3%）。
美洲目前在产锂矿项目主要有加拿大Tanco（中矿资源持股100%）、巴西的Mibra（AMG持股100%）及巴西的Mina da Cachoeira（CBL持股100%），各项目均有扩产计划。其中Tanco是北美唯一在产矿，拥有12万吨/年的锂辉石采选能力，50万吨/年锂辉石选矿厂的可行性研究正在进行中；Mibra一阶段9万吨/年锂精矿在产，二阶段计划扩至13万吨/年，预计于2023Q2试运行；Mina da Cachoeira 3万吨/年锂精矿在产，2025年计划实现产能翻倍。
近1-2年规划投产的在建项目主要包括加拿大James Bay，预计于22Q3开建、24Q1投运，设计产能32.1万吨/年锂精矿；巴西Grota do Cirilo（Sigma持股100%），预计2022年底一期23万吨/年锂精矿产能投产；加拿大North American（Sayona持股75%），预计2023年复产，年产能为19万吨锂精矿。
1.5欧洲锂矿：开发环境相对严苛，资源品位较低，投产进度偏慢
欧洲国家矿业开发环境相对严苛，ESG目标高，项目矿山启动所需许可证的获取难度更大，加之欧洲产业以一体化发展为主，从上游资源勘探、锂盐冶炼到下游锂电池制造、新能源汽车和储能设备的生产均在国内进行布局，因此项目前期资本投入及配套产能设计规划进一步掣肘资源端投产速度。从资源品位来看，欧洲地区的锂辉石矿Li2O品位集中在1.05%左右，相对其他地区要低，因此，欧洲锂资源开发进度较慢、整体生产周期较长。
目前，欧洲多数项目仍处于完成预可行性研究阶段，葡萄牙Mina do Barroso锂辉石矿预计在2023年投产，产能为17.5万吨锂精矿（2.19万吨LCE），2024年可能新增投产的项目产能合计4.715万吨LCE，2025年预新增投产的项目San Jose（西班牙的锂云母矿）产能为1.95万吨氢氧化锂，但项目不确定性均较大。
1.6盐湖项目：南美扩产节奏稳定，亚洲棕地扩能放缓，新项目短期难见成效
盐湖一般位于封闭和干旱区封闭盆地中，地下热泉或河流会将锂资源长期汇聚带入，溶解含盐地下水-锂堆积而成-可开采通常是一个漫长的过程，需要8个月到3年不等，项目开发对技术和设备的要求高，基建时间需要1.5-2年，盐湖卤水从勘探-可行性研究（PEA-PFS-FS-DFS）-立项-设计-施工建设-投产-产能爬坡整个周期大致在8-12年。
全球高品位的盐湖项目集中在南美的阿根廷和智利、玻利维亚，主要为碳酸盐型，具有锂离子浓度高、镁锂比低的特点，可直接析出粗制碳酸锂，因此传统盐湖卤水项目基本都采用盐田浓缩－沉淀法提锂，工艺成熟可靠、生产成本低，但由于前期需要建立大规模盐田，资本支出较高、生产周期长。代表性项目有智利的Atacama和阿根廷的Cauchari-Olaroz。
亚洲盐湖锂项目集中在我国的青海和西藏地区，卤水型锂资源储量丰富（位于全球前五）、盐湖类型多元（包括钾镁盐型、钾镁锂硼型、硼锂钾铷铯型）。代表性项目有察尔汗盐湖（青海，在产），一里坪盐湖（青海，在产），以及西藏矿业的扎布耶盐湖、西藏城投的龙木错&结则茶卡盐湖。
亚洲盐湖锂项目
青海盐湖的镁锂比高，提取难度大，但由于锂是钾和硼等元素的副产品，得益于早期钾肥大规模开发，当地基础设施完备，盐田基地、电力系统、物流运输路线等可共用，协同效应大幅降低了前期资本开支，且工业副产品可抵销一部分生产成本。目前，青海各主力盐湖的工艺基本定型、股权关系稳定、较多项目已进入棕地扩能阶段。青海主要在产项目和扩产确定性较大的项目有察尔汗盐湖、东台吉乃尔、西台吉乃尔及一里坪盐湖等。
西藏盐湖的特点是地表卤水丰富、资源量充裕、锂浓度相对高，但是生态环境脆弱，地貌复杂，另外交通不便、劳动力不足等因素造成基建薄弱、前期资本开支大，是西藏锂资源开发的主要掣肘。西藏盐湖整体开发进程缓慢，较多项目仍处可行性研究阶段，不确定性大。目前在产或较为确定的在建项目主要有扎布耶盐湖、龙木错&结则茶卡和捌千错盐湖。
考虑到部分项目仍处于远景规划阶段，投产期大概率不及预期，因此我们在预测时剔除部分确定性较低的项目；此外，盐湖提锂项目投产后会后面临设备调试、盐田设计优化、卤水库存下降和卤水浓度降低等不及预期的情况，调试和产能爬产周期较长。
美洲盐湖锂项目
南美盐湖开发早，项目基本已成熟，供应格局稳定，产量增加主要取决于在产盐湖扩产进度，扩产进度不及澳矿，边际供给弹性趋小。目前南美超半数盐湖锂产量仍由Atacama和Cuachari-Olaroz贡献。SQM和ALB拥有全球最大盐湖Atacama的采矿权，Atacama-SQM现有产能为12万吨LCE及2.15万吨LiOH，预计到2023年底将形成18万吨LCE及3万吨LiOH的产能；Atacama-ALB现有产能4.4万吨LCE，预计2022H2新增投产4万吨LCE。
全球第二大在产盐湖Cuachari+Olaroz（Allkem）现有产能合计3.5万吨LCE（含工业级），Olaroz二期新增1.5万吨LCE和1万吨LiOH预计22H2投产，Cuachari二期2.5万吨工业级碳酸锂在建，预计2022H2投产；Cauchari-Olaroz（赣锋锂业）一期年产4万吨LCE预计2022年投产。西藏珠峰持股54%的项目SDLA一期2500吨LCE在产，二期2500吨+5万吨预计2023年初开始投产。
02
供应结构丰富度提升，增量释放节奏不一
随着全球在建及扩产锂资源项目陆续投放，锂上游供应结构将进一步充实，此前以澳洲、南美为主的高集中度锂资源格局将趋于分散。此外，由于不同区域相关政策，开发环境，配套基建条件及气候条件各异，项目建设进度及产量释放节奏也存在一定差距，全球锂供应增长驱动将逐步轮换。
2.1供应来源逐步丰富，区域集中度趋于分散
过去两年间，全球在产锂项目数量较少，澳洲优质锂矿及南美成熟盐湖项目贡献主要供应量，未来澳矿将稳步增产，南美锂盐湖也有较多在建项目可能在2023-2025年投产放量，澳洲及南美仍为全球锂资源重要来源。除此之外，随着非洲绿地矿项目（Manono、Goulamina、Arcadia等）陆续投产，非洲锂矿产量在全球的占比将呈明显上升趋势，另外，远期北美及欧洲锂矿产能逐步释放将进一步充实全球锂资源结构，锂供应集中度将从高度集中向相对分散化演变。
2.2盐湖产量稳步释放，锂辉石仍将贡献主要增量
在全球锂资源供不应求背景下，在产产能率先加速扩张。其中南美盐湖作为当前第二大锂供应来源，资源禀赋优越，所含锂离子浓度高，Atacama作为最大的在产锂盐湖项目，锂平均浓度达1835mg/L。根据各项目当前规划来看，未来南美盐湖增量主要由扩产产能贡献，包括Atacama及Olaroz等，绿地盐湖项目以Cauchari-Olaroz为代表，预计2022年内投产。
由于南美盐湖是最早一批进行挖掘开发的锂资源，先发优势显著，开发的技术要求相对低，工艺成熟度较高，因此扩产增量释放阻碍相对较小。而绿地盐湖前期需要建设大规模的盐田，初期资本支出高，另外各盐湖禀赋差异较大，提锂工艺的可复制性相对锂矿较低，建设周期较长，供应弹性相对较弱。
对比来看，绿地锂矿项目开采工艺路线可复制性较强，项目建设环境相对友好，平均建设投产周期更短，供应弹性相对较大且确定性更高；此外澳矿新增产能多为成熟大型在产项目扩产及部分矿区复产，资源禀赋高，产线建设难度低，配套设施完备，投产节奏较快，因此锂精矿仍为未来锂资源增量的主要贡献。
2.3“棕地锂矿”扩产先行，“绿地锂矿”紧随其后
澳矿扩产先行。澳矿凭借资源禀赋优越和建设环境较为宽松，具有先发优势，2023年以前澳洲棕地矿扩产能和复产矿投产提供主要增量，由于前期基础设施完备，投产进度较快、确定性较高，但是澳洲新开发项目较少，资源潜力有限，且2021年以来澳矿不断增加开采量、加速产能扩张导致新增产量品位呈下降趋势、运营成本上升，预计2024年后对全球供应的贡献占比下降。
非洲绿地产能释放紧随其后。非洲绝大部分项目属于新开发的绿地矿，资源丰富、开发潜力大，远景规划50万吨左右，但是由于前期勘探不足、基础设施较落后和经济环境制约，导致前几年整体开发进度缓慢，仅有Bikita在产。目前，非洲锂矿多由中国企业投资，非洲最大的绿地矿manono由天华时代和紫金矿业分别持股24%和15%，资源量第二大的绿地矿Goulamina由赣锋锂业持股50%，Arcadia由华友国际矿业100%持股，Bikita由中矿资源100%持股，资金注入后项目开发投产进度或将加快，预计将成为2024-2025年锂供应增量的关键。
欧美锂资源贡献或将滞后。欧美在建项目较多但起步晚，开发程度不高，在产项目集中在巴西。此外加拿大锂矿项目具有相对较大的确定性，较多项目预计在2024-2026年投产放量，整体来看由于欧美开发环境较复杂、ESG目标要求高，项目审批时间长，且前期资本支出、土地和水电资源费等成本较高，叠加欧洲锂产业链一体化程度较高，锂资源的投产周期被延长，因此欧美锂整体开发进度相对缓慢，投产时间或大概率不及预期。
我国项目放量节奏较缓。我国资源类型丰富，其中锂云母矿多为厚大矿体，逐步成为近几年国内锂资源增量的主要来源之一，但氧化锂品位相对较低、资源有限，产量增速逐步放缓。川西锂辉石矿总资源量丰富，但海拔较高，生态环境相对脆弱，相对露天矿难度大工期厂，因此开发进度较慢。
03
高成本产能逐步释放，矿端成本曲线趋陡
对上游环节而言，成本曲线构筑了金属价格的理论区间下沿。在资源短缺格局下，成本曲线的支撑作用往往容易被逐步走高的价格掩盖，通过梳理锂资源在产及规划项目，可以发现随着远期项目投产，部分低品位产能的释放将引起行业成本曲线的结构性改变，推动曲线结构逐步实现陡峭化的转变。
3.1高成本产能占比提升，成本曲线趋于陡峭
运行产能成本曲线中枢小幅抬升
2020-2022年期间，全球在产锂精矿产能主要由澳洲地区贡献，在本轮需求拉动周期中，随着锂精矿价格逐步攀升，澳洲主要矿山运营成本中枢出现了同步抬升态势，剔除精矿价格正相关的矿山特许权使用费与疫情背景下走高的运费，现金经营成本抬升可能主要由矿山品位下降所致。
具体来看，Pilgangoora-pilgan项目开采原矿品位自2021年四季度开始由1.42%连续三个季度下滑至1.38%，Marion高品位产品占比由2021年Q4的64.1%大幅下降至2022年Q2的7.1%，Cattlin精矿品位同期则由5.7%下滑至5.3%。Greenbushes矿石品位相对维持在较高水平， 2022年Q2原矿品位为2.53%。
整体来看，澳洲在产矿山在近四个季度以来多数都出现了运营成本伴随原矿品位下降而抬升的趋势。诚然，采矿成本并非仅受品位变动影响，但随着矿山开采年限增长，低成本、高品位矿石前置开采造成的出矿品位逐步走低，是矿山开采过程中较为普遍的特点。因此，在维持精矿品位稳定的前提下，矿山寿命周期内，运营成本中枢或将随原矿出矿品位的降低而逐步提升。
高成本产能释放驱动成本曲线走向陡峭
随着前期规划产能陆续释放，2022-25年锂精矿在产产能提升，矿端成本曲线将同步动态调整。理论上来说，资源禀赋高、开采难度小的项目开发往往处于供应周期的前段，随着供需缺口放大，精矿价格提升，上游利润增厚刺激资源禀赋较低的产能陆续投放，成本曲线尾部随之抬升，完成了由扁平到陡峭的结构变化。
相对于扁平化的成本曲线，陡峭的成本曲线在供应过剩时更易“软着陆”至平衡状态，在紧缺时则形成更高的成本支撑。对于成本曲线更陡峭的上游行业来说，由于行业产能在运营成本上分布相对分散，同一成本区间聚集的产能相对较少，因此过剩引致的价格下跌将逐步出清曲线尾部产能直至建立新的平衡；紧缺时尾部边际产能则转化为总供应量的有效补充，其对应的成本也成为新的价格支撑，精矿价格区间理论下边沿则同步提升。
2022-2024年全球锂精矿新增产能的释放主要以非洲矿山为主，根据披露数据来看，在2025年前规划投产的非洲项目中，原矿品位呈现出一定差异（除云母矿），优质矿山项目氧化锂品位可达1.6%以上，同时部分矿山的氧化锂品位仅在1%左右水平，品位差异将进一步带来采选过程中收率水平的分化，从而影响精矿生产成本。
此外，国内云母矿新增产能品位边际下滑幅度或相对较大，当前在产的宜春钽铌矿等江西云母矿原矿氧化锂品位多位于0.35%-0.55%左右，处于待建及探矿阶段的新矿山品位则已经呈现出较为明显的下滑，部分Li2O品位仅为0.2%左右。品位大幅下滑或带来采选各阶段收率的进一步降低，同时加工过程中辅料及能耗成本也将同步提升。
整体来看，随着非洲部分高成本产能释放以及远期国内低品位云母矿陆续投产，锂精矿运行产能现金成本曲线将进一步趋向陡峭，高成本矿山产能占比逐步提升将带动成本中枢同步后移，价格支撑韧性提升。
3.2低品位绿地矿资本支出强度放大
从非洲矿山资源禀赋方面来看， Manono及Goulamina等优质矿山在资源量及品位方面均有显著优势，通过对比各项目前期资本支出强度，可以看出高品位优质项目在具有较显著的成本优势，具体来看，以矿山设计年限产出的LCE当量计，低品位绿地项目单位LCE当量对应资本支出显著抬升，更高的资本支出意味着更高的精矿完全成本以及摊薄的利润空间。
长期来看，在本轮上游锂矿产能释放周期中，随着资源禀赋好、规模程度高以及配套基础设施完善的优质项目被逐步开发，低品位、高资本开支的锂矿占比将进一步提升，新增产能前期资本开支中枢动态上移，矿山利润空间被进一步压缩。
3.3资源优势溢价，并购成本上行
锂资源短缺格局下，为保障原料供应，控制生产成本，2021年以来上游大型矿山项目并购显著增加，以赣锋锂业、盛新锂能为代表的锂产业链上游龙头企业开启了非洲锂矿布局。其中赣锋锂业通过其全资子公司赣锋国际收购荷兰SPV公司50%股权，间接获得马里优质矿山GoulaminA50%权益资源，此外，盛新锂能、天华时代等也实现了非洲高品位锂矿资源扩张。
通过梳理近两年来的收购案例可以发现，随着锂价暴涨，优质项目的稀缺性凸显，高品位矿山并购对价逐步抬升，资源禀赋溢价效应显著。在此趋势下，优质资源的比较优势或被削弱，开采周期内高品位带来的超额利润将一定程度上被前期的并购高溢价摊薄，对应完全成本中枢进一步抬升。
04
全球能源结构升级，锂电需求持续高增
锂终端消费主要可分为传统领域消费及锂电池两部分，其中传统领域应用主要包括玻璃陶瓷、润滑脂及制冷液等，锂电终端主要包括动力电池、储能锂电池及3C消费电池等。具体来看，2021年锂终端消费仍以新能源汽车为主，整体占比超60%，储能占比约4%，传统行业占比约17%，随着锂电池应用增速进一步提升，预计锂传统行业应用占比将进一步缩小，新能源汽车及储能应用逐步提升。
在全球碳中和背景下，能源结构转型是必由之路，新能源汽车及储能发展是提升清洁能源占比，减少碳排放的重要路径，锂作为优质能量载体，应用于电池材料可有效提升电池的比容量和能量转换率，因此在动力电池及储能电池等应用场景具有广阔的发展空间。
4.1动力端：新能源车渗透率拐点已至，动力电池有望持续高增速
近年来随着全球各国碳排放政策趋严，新能源汽车产业的政策驱动逐步加强，购车政策补贴、税收减免、碳排放监管等多方面产业政策推动新能源汽车快速增长。欧盟要求新车和货车的排放量从2030年开始下降65%，从2035年开始下降100%，以推动新能源汽车渗透率加速提升。美国总统拜登于2021年8月签署政令，设定到2030年零排放汽车销量占新车总销量50%的目标；今年8月，美国加利福尼亚州计划在2026年将零排放汽车销量占比提升至35%，在2030年提升至68%，2035年全面禁售燃油汽车。
我国持续推进新能源车推广应用。2017年初，发改委发布《战略性新兴产业重点产品和服务指导目录》，确定了新能源汽车产业发展14个子方向，同年国家工信部等四部委发布《促进汽车动力电池产业发展行动方案》，规划了汽车动力电池行业发展目标，此后相关政策措施陆续出台落地，新能源汽车产业迅猛发展。
全球政策推动下，新能源汽车销量实现高速增长，2021年全球销量超650万辆，2017年-2021年年均复合增长率达53.7%，其中欧洲国家是海外销量增长的主要驱动力，德国、意大利等年均复合增长率均超100%。我国2021年新能源汽车销量超330万辆，全球占比超50%，渗透率快速提升至13.4%。
随着技术升级和产品丰富度提升，我国新能源汽车已经由最初的政策驱动逐步转变为市场驱动，德法等部分欧洲国家则继续加码电动车补贴力度以加速渗透率提升。总体来看，全球新能源车在政策推动及技术升级双重提振下仍将保持高速增长。
4.2储能端：能源革命正当时，电化学储能大有可为
碳中和背景下，储能是实现能源革新的重要路径之一，近年来各国纷纷出台相关政策加速储能行业发展进程，欧盟于22年5月明确了“REPowerEU”能源计划，计划逐步摆脱对俄化石燃料的依赖，实现2030年将可再生能源比重从40%提高至45%。我国早在2014年起就将储能作为“推进能源科技创新”的9个重点创新领域之一，2021年进一步规划了储能产业的发展路线及目标，此后陆续出台储能行业管理规范及实施方案。
据CNESA，截止2021年底，全球已投运电力储能项目累计装机规模209.4GW，新型储能的累计装机规模达25.4GW，同比增长67.7%，占比提升至12.2%，主要以电化学储能方式为主。相对于传统抽水储能方式，电化学储能具有容量大，灵活性强等优势，其中锂离子电池由于能量密度高，循环性能好，倍率性能强等优势发展迅猛，成为最具潜力的电化学储能方式之一，2021年市场份额已超90%。
根据国家发展改革委、国家能源局发布的《关于加快推动新型储能发展的指导意见》规划，2025年我国将实现新型储能装机规模30GW以上，据CNESA保守估测，2026年我国新型储能装机累计规模将达到48.5GW，对应2022-2026 CAGR为53.5%。锂离子电池凭借其优越性能，或将持续作为增长引擎推动新型储能的快速增长。
05
供需偏紧支撑锂价高位，资源瓶颈下产业利润上移
我们认为未来1-2年内锂资源或持续偏紧格局，锂价仍将保持高位。同时资源端的瓶颈效应将持续提升上游环节的议价能力，矿冶利润分布或将进一步向原料端倾斜。此外，包销模式的大范围应用意味着小规模散单市场对全行业供需基本面的代表性提升，锂价向上弹性进一步增强。
5.1需求持续高增，偏紧格局持续
未来1-2年内锂资源供应弹性仍小于需求端，供需紧缺格局或将持续。供应端来看，2022年全球锂资源增量仍主要由澳洲项目Greenbushes、Ngungaju及Mt Marion等扩产及复产产能贡献，2023年之后主要由绿地项目投产贡献主要增量。节奏上来看，近期扩产及复产项目由于生产条件较为完备，建设周期相对较短，因此增量释放确定性较高；海外部分远期绿地产能可能受到当地政策、环境、劳工问题及尾部疫情等多种变量影响，建设节奏或不及预期，投产兑现确定性相对较低，因此远期锂资源增量一定程度或不及预期。
需求方面，受全球能源结构转型政策指引，全球新能源车及电化学储能终端将长期保持高速增长。我国新能源车已逐步完成市场驱动的转化，技术升级及产品优化将持续保障市场规模维持高增速水平；欧美市场燃油车禁售及补贴政策将持续推动新能源车替换进程。电化学储能开启产业规模化新阶段，未来技术水平提升及产业体系完善将进一步打开锂电储能空间。锂电需求或将长期维持高速增长态势。
5.2资源瓶颈下产业链利润逐步上移
具体来看，锂盐供应缺口主要来自上下游新增产能释放弹性不匹配，锂矿产能释放周期显著长于加工冶炼环节。锂矿勘探到产出一般需要8-9年，从设计开采到交付产品也需要3年左右的时间。冶炼端扩产周期约1-2年，相对于锂矿供应弹性更强，对终端需求的高增速能相对较快进行响应，因此供应瓶颈进一步集中于上游资源端。
在高锂价刺激下，近年来锂盐产能快速释放，2019-2022年碳酸锂产能CAGR达9.5%，氢氧化锂产能达21.7%，锂盐毛利率逐步提升，2022年一季度攀升至71%，受制于原料紧张，开工率则均维持在较低水平，碳酸锂总体未达到80%，2022年初一度走低至43.9%，氢氧化锂则始终处于60%以下，高利润背景下锂盐产能开工率维持低位凸显了上游资源不足态势。
碳酸锂与锂矿价格涨势对比印证了本轮需求扩张周期中锂供需瓶颈由锂盐逐步向矿端转移的过程。2021年初，受终端需求提振，锂盐供需缺口放大，碳酸锂开启上涨行情，锂矿价格跟随涨势。3季度开始在价格加速上涨背景下，碳酸锂现开工率与厂库库存同步下降态势，原料端短缺矛盾逐步凸显，矿价格同比增速向上修复，四季度碳酸锂整体开工率始终处于低位水平，锂精矿价格维持高速上涨态势。
随着资源端瓶颈凸显，产业链利润逐步上移。除矿石成本外，碳酸锂生产成本另包括辅材及能耗部分，具体来看，单吨碳酸锂生产消耗8吨6%Li2O品位锂矿、1.7吨纯碱及2.4吨硫酸，能耗方面主要包括电耗及煤耗两部分。以SMM锂精矿价格计（6%Li2O品位CIF中国），2021年以来，锂精矿利润占比显著提升，由2021年Q1的10%水平上升至2022年Q2约50%，以Pilbara 8月2日第八次锂精矿拍卖价格6350美元/吨计，矿端利润占比进一步上升至83%。
整体来看，在终端需求保持高增速趋势下，锂盐产能相较于资源端响应速度快，供应弹性更强，供需调节在产业链上下游中相对灵活；上游资源端受制于产能释放周期长、资源不确定性强以及政策风险等因素仍为产业链增长的瓶颈环节，利润空间上移以刺激锂资源加速释放是当前紧缺格局下的自然趋势，精矿利润或在未来一段时间内长期维持高占比水平。
5.3包销模式放大现货供需矛盾
随着资源端受制于供应弹性瓶颈效应日益凸显，长单协议以提前锁定原料供应的优势成为锂上游的主要销售模式，2021年锂精矿包销产量占总体海外锂精矿供应超90%，Pilbara的散单拍卖量成为海外锂矿散单的最大供应来源。除此之外，远期锂资源量也多以收购、参股以及包销的形式被提前锁定，其中刚果金manono、澳大利亚Kathleen Valley等大型矿山投产前包销协议量占比已超50%。
在锂矿上下游绑定程度日益加深的趋势下，远期已签订长协的精矿供应增长对于散单市场来说并非是有效增长，散单供应量代表了市场可流通供应。因此紧缺格局下，未有原料长单保供的冶炼企业所处的精矿市场规模进一步缩小，现货的供需矛盾被放大，市场“价格发现”的有效性降低，价格弹性进一步放大。
未来1-2年内，碳酸锂平衡或仍维持偏紧状态，锂盐价格预计仍将维持高位；同时随着高成本项目产能陆续释放，精矿价格理论区间下沿逐步抬升。因此在锂紧平衡叠加资源瓶颈格局下，锂价提升，上游利润增厚是市场自发调节供需格局的必由路径；高成本产能释放，上游成本抬升推高锂价支撑是边际供应提升，响应高增速需求的自然结果。此正反馈过程的终止需要锂供需呈现一定程度过剩格局，但在目前需求持续高增，远期海外绿地项目投产或不及预期下，全球锂资源预计仍将维持紧缺状态。
06
投资建议
当前锂资源供给持续偏紧促使锂的定价权和产业链利润上移，锂原料和锂盐生产环节利润丰厚，同时掌握核心锂资源和锂盐冶炼加工能力的企业利润弹性更大，锂价上行叠加自给率提升将为一体化企业带来更高的业绩弹性。
锂产业处于快速成长期，上游资源价格飙升，垂直一体化扩张将带来显著的效率优势和成本优势。资源自给率可以有效衡量锂企业一体化程度，由于目前锂精矿包销订单仅锁定供给量，价格大多不固定，需按季度或月度市场价调整，只有资源自给率高的企业才能真正实现供应保障及低成本锁定，最大化兑现利润。建议关注拥有确定性锂资源权益及锂盐持续放量，资源自给率高或正在加速提升的一体化发展企业。
07
风险提示
1、 终端需求增速不及预期。当前锂终端主要消费引擎在新能源汽车及电化学储能，若两种应用场景锂电增长出现超预期下滑，锂短缺格局或将迅速扭转，锂价有承压可能。
2、 供应释放节奏大幅加快。海外绿地项目如出现较大程度超预期投产，锂供应增量加快释放，或将带来锂资源过剩格局。
3、 海外相关政策风险。能源转型相关政策变化或带来终端增长不及预期，拖累锂需求增速。
