2022年新能源汽车未来发展行业深度分析报告汇编

2022年新能源汽车未来发展行业深度分析报告汇编资料汇编

目录1、油气设备行业研究：能源安全新形势_非常规油气新发展2、能源金属中期策略：锂钴稀土景气度高位震荡_新型电化学孕育生机3、新能源行业之三峡能源研究报告：风光发电龙头_引领低碳时代4、禾望电气研究报告：深耕风光储电能变换_领航新能源趋势5、中国动力电池与充电桩成为拉动新能源汽车快速发展的主要因素[图]

油气设备行业研究：能源安全新形势_非常规油气新发展一、序章：油气供给格局重塑，国际能源安全与油服资产的价值重估如果俄罗斯减产20%会发生什么？在国际能源巨头纷纷退出俄罗斯之际，作为全球第三大产油国的俄罗斯正面临减产危机。如何保障本国油气能源安全是全球各国都需重新审视的重要课题。全球经济复苏与原油供给恢复不畅背景下，全球油价高企，通胀压力严重影响各国。过去5-10年油气投资不足直接影响本轮复产速度，未来面对俄罗斯减产的不确定性，全球各国均面临新一轮的油气能源危机。挪威国家石油公司、沙特阿美等均大力增加资本开支保障能源安全，我国政府自2018年以来增产上储目标明确。全球油气资产新一轮投资扩张挂钩国家能源安全新局势正在开启。本篇报告立足我国的实际情况，分析高油价背景下我国能源安全问题的现状和未来。我国非常规油气储量充足，开发技术和经济性持续改善，有望在未来成为重要的增产力量，在全球能源危机中或将扮演重要的角色。而油服公司一方面肩负历史使命，保障我国能源安全；另一方面，新的历史背景，叠加非常规油气工业化开发或将带来油服资产的价值重估之路。二、高油价时代来临，我国能源安全问题严峻我国油气资源产销缺口持续扩大，对外依存度持续攀升。我国经济高增长直接驱动国内原油天然气消费量持续提升。2000-2020年间，我国GDP累计增长9倍，年CAGR达到12.3%；同期我国原油/天然气累计增长6.2/12.4倍，年CAGR分别达到5.7%/13.9%。经济的高速发展离不开能源的消耗，尤其是占比较高的传统油气能源。截至2020年，我国GDP占世界比重约17%，原油消耗量占全球约15.6%，两者占比大致相当。供给扩张不足直接导致油气对外依存度攀升，能源安全问题值得关注。2000-2020年，我国原油/天然气产量累计增长19.8%/6.5倍，年CAGR仅0.9%/10.6%，低于消费量的增长。2010年以来油气供需差扩大的情况尤为严重。2010-2020年间，我国原油供需差年CAGR分别达到6.8%/26%，供需差呈现快速扩大趋势。与之对应的，我国原油/天然气对外依存度显著提升，2020年分别达到73%/45.1%，较2010年提升18/33个百分点，年均提升1.8/3.3个百分点。能源安全对经济长期持续发展至关重要，我国油气资源依赖进口形势严峻，能源安全问题值得关注。海外对比：我国对外依存度较高，且过去十年持续攀升。从2020年对外依存度绝对值来看，我国与泰国、意大利、印度相近，略好于欧洲，但是较美国、俄罗斯等超级大国差距巨大。从过去十年变化来看，受到我国需求量的快速增长，我国对外依存度提升明显，凸显我国能源安全形势严峻，自主性较弱。而美国依托于国内非常规油气的规模化开采，能源基本实现自主，且对外依存度显著降低。展望未来，国际局势复杂多变背景下，能源安全至关重要，值得引起关注和深思。我国原油进口主要来自沙特等中东产油国以及俄罗斯等，天然气进口则主要依赖澳大利亚、土库曼和俄罗斯。从我国原油进口国分布情况来看，以沙特、伊拉克、阿曼、阿联酋、科威特等国为主的中东地区是我国最主要的原油进口来源，占据进口总量48.4%。俄罗斯作为我国第二大原油进口国，其占比达15.5%。天然气方面，澳大利亚、土库曼和俄罗斯分别占我国天然气进口总量25.7%、19.6%和9.9%，其总和已超过我国天然气进口总量一半，呈现集中度较高的情况。从进口国集中度角度，中国略低于日本和欧洲，天然气集中度高于原油。从进口国集中度角度，中国、欧洲、日本三个主要进口国家集中度均较高，前三大进口国占比均高于40%。其中，集中度角度日本>欧洲>中国，天然气的集中度整体高于原油。值得注意的是，个别出口国的重要影响力不容忽视。如2020年俄罗斯是欧洲原油和天然气的第一大进口来源，占比分布达到29%/38%。而亚洲地区澳大利亚是天然气的主要出口国，2020年分别澳大利亚占中国/日本天然气进口量的25.7%/40%。从运输路径角度，我国近70%石油进口份额依赖马六甲海峡。海上石油运输作为我国最主要的石油进口运输方式，其航运通道呈现较为集中与单一的特点。来自中东、北非、西非和亚太地区的石油资源均需要途径马六甲海峡才能运抵我国沿海口岸。依赖马六甲海峡的石油运输总量较为庞大，合计占我国石油进口份额达70%。马六甲海峡航道最窄处为1.7英里宽，舰船碰撞、自然灾害等因素都可轻易堵塞航道通行。如果进口不经过马六甲海峡，则我国原油进口的成本将上升，并且也必须通过海盗活动猖獗，治安形势复杂的其他亚洲海峡，如望加锡-龙目海峡等。因此，从运输安全性角度，我国能源进口海运路径相对单一，目前我国仍难以保障运输路径的绝对安全与稳定。我国石油与天然气已探明储量水平较低，三桶油储采比已连续多年持续下滑。我国拥有的已探明油气储量并不丰富，石油与天然气已探明储量分别仅占全球总储量的约1.5%与4.4%，相对于美国与俄罗斯差距十分显著。另外从石油储采比来看，三桶油近二十年均处于下行趋势。储采比所反映的是企业当年产量与剩余可采储量之间的关系，该比值长期下降趋势意味着我国石油产量保障程度持续面临风险，加大可采储量的储备和投资必要性持续提高。碳中和长期有助能源自主，但中短期见效难，2030年以前原油天然气需求仍保持增长。在全球各国力推碳中和的背景之下，传统能源的使用量从长周期角度将逐步降低。然而，受现实发展因素影响，能源结构改革的实施将会是一个相对漫长且困难的过程。在可再生能源大范围投入应用之前，我国对于石油与天然气资源需求的攀升还会持续影响供求结构。根据《2060世界与中国能源展望》，我国原油需求量在2030年以前仍将持续增长，2030之后仍作为重要的战略能源。而天然气的消耗峰值可能在2035-2040年才会出现，此前将一直保持增长。因此，我国油气能源安全问题未来5-10年内仍将较为严峻，值得关注。三、增储上产目标明确，三桶油强化勘探开发力度（一）政策与目标规划：增产上储方向明确，加大投入势在必行国家发改委、国家能源局和自然资源部等部门此后陆续出台政策指导文件，从三个主要方面推动我国实现油气资源“增储上产”的总目标。1.加大勘探开发力度。以夯实我国能源基础为主攻方向，全面推动增产工作的部署与执行。特别是要加强在渤海湾、新疆、鄂尔多斯、四川等重点含油气区域的勘探力度。2.扩大非常规油气资源的生产规模。着力攻克深层技术难题，加速突破页岩气、致密气、煤层气等非常规油气资源勘探的关键技术。3.持续深化油气资源领域市场化发展。确保勘探开发投资力度不减的同时引入金融市场资本为企业拓宽勘探融资渠道。通过增加授信额度来拓宽合作，并进一步放宽油气矿业权资质，鼓励内外资企业积极参与勘察开采。2022年国家能源局出台《2022年能源工作指导意见》，强调以保障能源安全稳定供应为首要任务，着力增强国内能源生产保障能力，切实把能源饭碗牢牢地端在自己手里。文件明确提出落实“十四五”规划及油气勘探开发实施方案，压实年度勘探开发投资、工作量，加快油气先进技术开发应用，坚决完成22年原油产量重回2亿吨、天然气产量持续稳步上产既定目标。三桶油制定推行“七年行动计划”以及明确生产目标，通过加大上游勘探开发力度落实增储上产主体责任。国内三桶油（指中国石油、中国石化、中国海油，下同）积极响应中央政策要求，在勘探工作量、探明储量以及资金投入等方面出台具体目标，全力推动油气资源储量与产量的提升工作。1.中石油：提出《2019-2025年国内勘探与生产加快发展规划方案》，明确增产上储执行计划。中石油明确树立了“深化东部，发展西部，拓展海上，油气并重，立足常规，加强非常规”的发展基调，主动加大风险勘探投资力度，并对非常规勘探开发相关指标进行明确，计划期每年安排50亿元资金投入风险勘探投资，预计页岩气、致密气产量2025年将分别达240亿立方米与350亿立方米。2.中海油：提出《关于中国海油强化国内勘探开发未来“七年行动计划”》。明确提出到2025年勘探工作量与探明储量较计划期初翻一倍，并在上产攻坚工程中对国内未来石油与天然气上产量提出明确目标，保障企业长期工程建设工作量稳定得以提升。此外中海油还在2022年年初公布的经营策略中针对企业年净产量制定出明确的阶段性目标，未来三年净产量预计将达6.1亿桶、6.5亿桶和6.9亿桶，确保年增长率维持在6%水平。3.中石化：预计2022年资本开支较2021年显著提升。提出将为胜利油田、西北油田、涪陵页岩气田、威荣页岩气田等重点项目增加支出，以提升油气产能建设；根据公司2021年年度报告，2022年，公司计划资本支出1,980亿元，同比增长17.9%，主要投向油气高质量勘探开发、天然气产供储销体系建设等方向。十四五规划已明确2025年产量目标，原油保证2亿吨红线，天然气持续增产。国家发改委、国家能源局在2022年《“十四五”现代能源体系规划》的发展目标中明确提出到2025年，原油年产量回升并稳定在2亿吨水平，天然气年产量达2300亿立方米以上。政策规划中的油气产量目标要求是对“能源饭碗必须端在自己手里”重要指示的贯彻落实。近年来我国原油与天然气产量已实现稳步回升，截止至2021年，我国原油产量已达1.98亿吨，天然气产量已突破2000亿立方米。未来为实现产量规划目标，三桶油需在原油开采投入新产能，天然气总产量CAGR为2.9%。老油田产能衰减形势严峻，持续开支投入必不可少。尽管从产量角度看，原油维持2亿吨产量并没有太大的增量，且较我国2015年原油峰值产量还有一定降幅，但这并不意味着投资力度的减弱。相反，维持两亿吨国内原油产量需要开发大量新油田来弥补老油田产量的快速衰减。我国老油田衰减速率较快，主要发生在东部地区。以大庆油田、辽河油田、胜利油田为例，2021年原油产量较各自历史峰值产量分别衰减46.4%、35.1%、30.2%。根据中石油《2060世界与中国能源展望》中预测，我国2015年所拥有的2.15亿吨已开发产能将会以每年近7%的衰减率下滑。以此测算，现有已开发产能将会在2022年至2025年期间从1.4亿吨大幅度衰减至约1亿吨水平。即使通过加大压裂等手段提高采收率，到2025年仍有近40%的产量依赖新探明和新开发的油田。从地域分布上，东部产量占比持续加速下行，西部和海上原油占比将提高。东部地区老油田衰减速率快，根据自然资源部油气资源战略研究中心《新时代我国油气勘探开发战略格局与2035年展望》，我国东部油田产量将从2020年的8000万吨下降到2035年的不足6000万吨，占比从2020年的41.7%加速下降至2035年的26.3%。与之对应的，西部和海上油田的占比分别从2020年的34.6%/23.7%提升至2035年的41.9%/31.8%。当前西部和海上油田仍处于开发初级阶段，且开发难度均大于传统东部老油田，因此仍然需要较强的资本投入和技术进步。（二）三桶油开发投入量化分析：资本开支稳健提升，非资本开支投入高速增长除2020年疫情影响外，三桶油2017年以来资本开支保持稳定增长。回顾历年资本开支情况可以发现，2016年原油价格经历低谷反弹之后，实际开支增长势头均表现强劲，除2020年因新冠疫情严重影响外，整体资本开支保持稳定上行的趋势。2021年，三桶油资本开支合计达到5141亿元，同比增长12%。2018年后三桶油资本开支与油价变动相关性减弱，资本开支的稳定性提高。复盘过去资本开支变动与油价变动的关系，2015-2017年三桶油资本开支与油价同向波动，且振幅相对较大，充分体现行业开支的周期属性。在2018年就能源安全问题做出重要批示之后，三桶油资本开支与油价相关性减弱，2019年甚至出现非同向波动的情况，资本开支整体的稳定性明显提升。事实上，三桶油除了通过加大自身资本开支，还会通过将开发任务外包给旗下央企油服公司和其他民营油服公司等，这类支出主要体现为非资本开支类的成本费用项。我们主要通过三桶油的勘探费用、勘探与生产板块经营支出和关联方采购工程技术服务费用三项指标衡量非资本开支类的勘探开发投入。具体来看：1.勘探费用：是指石油天然气地质勘探过程中所发生的探矿权使用费、地质调查、物理化学勘探各项支出和非成功探井等支出；2.勘探与生产板块经营支出：指从事原油及天然气的勘探、开发、输送、生产和销售过程中产生的经营支出；3.关联方采购—工程技术服务支出：主要指地质勘探、钻井、固井、录井、测井、试油、油田建设、炼化建设、工程设计、工程监理和装置维修和检修等及其他相关或类似产品或服务。以中石油为例，其关联方涉及油气服务的主题包括渤海钻探、川庆钻探、东方地球物理勘探等关联企业。2021年三桶油非资本开支类勘探开发支出创五年新高，同比增速远高于同期资本开支增幅。2021年，三桶油合计的勘探费用/勘探与生产板块经营支出/向关联方采购工程技术服务费用金额分别达到483/8363/3070亿元，分别同比增长39.5%/27.2%/17.2%，增速大于资本开支增幅，体现三桶油倾向于通过非资本开支方式加大油气开支投入。值得关注的是，2020-2021年以来，中石油和中石化勘探与生产经营支出增速持续高于其向关联方采购工程服务费用增速，体现其通过非关联方作业的比例有所提高。这与2020年自然资源部《关于推进矿产资源管理改革若干事项的意见（试行）》（下称《意见》）公布有关，《意见》指出我国将全面开放油气勘查开采市场，允许民企、外资企业等社会各界资本进入油气勘探开发领域，市场化竞争有利于提高勘探开发效率。而中海油2021年勘探与生产经营支出增速与其向关联方采购工程服务费用增速基本一致，体现出海油勘探仍以关联方服务为主，壁垒和技术难度较高。（三）对标海外：三桶油资本开支能力更高，开支意愿更强且更稳定全球油企及油服巨头资本开支均与油价正相关，国内三桶油相关系数弱于油服龙头及国际油企巨头，资本开支体量更大。我们分析了2006-2021年全球主要油服和油企巨头资本开支与油价的关系，发现国内三桶油的资本开支与油价相关性在0.15-0.56之间，显著小于国际油企巨头和油服龙头。其中哈利伯顿、斯伦贝谢为作为全球油服龙头，资本开支与油价相关性最强，分别达到0.82/0.79；资本开支的体量则相对较小。国际油企巨头资本开支体量大约在500-1500亿人民币，相关性较高，仅次于油服龙头。值得关注的是，海洋油气开发和北美页岩油资本开支与油价相关性明显较低。我们认为可能的原因在于，海洋油气投资周期较长，投资节奏受短期油价波动的影响较陆地更小；而北美页岩油公司此前竞争格局较弱，资本开支激进，受短期油价波动的影响也较小。资本开支是上游油企勘探开发投资的最终结果，底层受到资本开支能力（当年可资本开支的现金流）与资本开支意愿两大直接因素驱动。为了更深入理解国内外油企资本开支行为的异同，我们根据第N年资本开支=当年资本开支能力*当年资本开支意愿，对全球主要油企资本开支行为进行分析。具体来看：1.资本开支能力：是指企业当年可用于长期资本开支的实际现金流。计算方法为T年末资本开支能力=T-1年末在手现金余额+T年经营活动现金净流入-T年融资活动现金净流出（若为净流入则相加）。2.资本开支意愿：是指企业当年资本开支的意愿强弱。我们通过实际资本开支金额与资本开支能力的比例来定量衡量资本开支意愿指标，直观含义为当年油企愿意资本开支的金额占可供资本开支现金流的比例。计算方法为T年资本开支意愿=T年资本开支实际金额/T年末资本开支能力我们认为上述测算对真实情况进行了简化，但具备一定的商业合理性。全球油企巨头作为世界五百强企业，均有良好的内控和未来规划体系。一般油企会在T-1年末，依据当年现金流结余（体现为T-1年末在手现金余额），对第二年或者更长期的油价和公司经营情况综合预判（体现为T年经营现金净流入预期）来进行T年的资本开支规划，并同步考虑T年的融资和还款计划（体现为T年融资活动现金净流出）。1.资本开支能力：三桶油持续提升，中石油开支能力全球领先国内三桶油与油价相关性弱，且整体开支能力持续提升；海外油企与油价强相关，且近年来随着油价回落，部分公司开支能力有所削弱。具体来看，中石油与中石化资本开支能力保持长期提升趋势，显示出自身竞争力的不断强化，中海油资本开支能力有所波动，但整体保持在相对稳定的水平。海外油企资本开支能力波动性较大，其中英国石油、壳牌、道达尔资本开支能力总体保持上升态势，2015年后基本稳定在2000-3000亿人民币区间；而埃克森美孚、雪佛龙资本开支能力受影响明显，近年来开支能力明显削弱。从资本开支能力绝对体量角度，中石油全球领先，中石化与中海油位居第三梯队。中石化和中海油与雪佛龙、埃克森美孚类似，大约在1500亿元附近，位居第三梯队；第二梯队还有英国石油、壳牌和道达尔，大约在2000-3000亿元水平。北美页岩油公司资本开支能力较其他巨头差距较大。资本开支能力受到油企资产质量、自身运营效率、所在国油品定价模式、能源税收政策及分红派息政策等多方面因素共同影响。对比来看，北美市场成品油和燃料油定价市场化程度最高，龙头公司维系股价分红派系诉求强烈，杠杆率相对较高等因素均导致行业下行周期资本开支能力显著削弱。欧洲市场政府不直接参与油价制定，但是通过税率对油价进行调控，部分国家也会通过法律和其他经济手段稳定国内原油价格，因此其龙头公司资本开支能力整体比较稳定。我国原油定价机制与国际接轨，高油价阶段有特别收益金政策，低油价则按正常加工利润率计算成品油价格。因此三桶油资本开支能力整体保持稳定上行。2.资本开支意愿：三桶油开支意愿强，海外油企开支意愿分化三桶油资本开支意愿中枢稳定，近年来波动性减小。从资本开支意愿角度，三桶油资本开支意愿长期均值稳定在70-75%之间，会受到油价波动影响，近年来资本开支意愿波动性逐步减弱。其中中石油的资本开支意愿波动性更小，三桶油资本开支意愿绝对值相近，无明显差异。上述特征与我国油气开发政策的一贯性有关，三桶油作为央企肩负国家能源安全职责，油气勘探开发投资策略长期保持积极稳健。海外油企开支意愿分化严重且波动性更大。英国石油、道达尔、壳牌三家公司均经历资本开支意愿极强到显著递减的状态。资本开支意愿的持续削弱与欧洲加大传统能源税收政策，鼓励低碳转型的政策导向密切相关。雪佛龙、埃克森美孚、先锋自然资源三家公司资本开支意愿保持稳定，甚至有长期提升的趋势。这与美国更市场化的竞争环境，尤其是页岩油气爆发密切相关。国内外油企对比来看，全球油企资本开支意愿大致分为四大区间。（1）相对稳定的高资本开支意愿：主要包括中石油、雪佛龙和埃克森美孚三家公司，资本开支意愿普遍在70%以上，标准差在9-13%左右。（2）高波动性的强资本开支意愿：主要包括北美页岩油龙投企业先锋自然资源。北美页岩油企业资本开支意愿波动性大，前期依靠加杠杆实现快速扩展，开支意愿最强；（3）波动相对较大的中等资本开支意愿：主要包括中石化、中石油和壳牌。（4）稳定的低资本开支意愿：主要包括道达尔和英国石油公司，主要受到欧洲对传统能源的高税收影响，开支意愿较弱。综合来看，我国三桶油资本开支能力强，且仍在继续提升；资本开支意愿高，且波动性在收敛。尤其是中石油，已经拥有全球领先的资本开支能力的同时，资本开支意愿保持稳定的高水平。诸多因素直接导致这样的资本开支特征与我国自身国情和庞大消费市场息息相关。总结来看——我国在全球范围内属于少数拥有大体量稳定的资本开支来源的油气市场，非常有利于本土油服设备公司长期发展。我国油气增产上储执行情况良好，未来稳产增产压力仍存，加大投入空间可期。从我国增产上储实际结果来看，石油产量“十二五”之前保持稳步提升，“十三五”产量有所滑坡，稳产2亿吨红线压力仍存；天然气产量仍处于快速增长阶段，大力进行产能建设势在必行。中石油2007年以来保持探井每年1500口左右，平均单井进尺深度持续提高，凸显国内油气勘探向更深尺度趋势持续。四、从“补充”到“主力”，非常规油气开发黄金期已经到来（一）我国非常规油气持续高增长，开发地位日益提高我国已进入常规和非常规油气并重的新发展阶段，非常规油气开发地位日益提高。非常规油气资源是指无法通过传统技术进行经济开采的油气资源，主要由页岩气、页岩油、致密气、煤层气等资源类型组成，主要分布在鄂尔多斯、四川、松辽、渤海湾、准格尔、沁水等含油气盆地。近十年来，我国非常规油气勘探开采发展迅速，探明储量与年产量显著增长。过去5年中石油非常规油气产量持续高增长，渗透率显著提升。从产量角度来看，根据《中国石油非常规油气开发进展、挑战与展望》中数据，2021年中石油非常规原油产量达到约1100吨，占总原油产量比例达到11.1%；2015-2021年非常规油气占比年均提升1.4%，产量CAGR达到24.4%。2021年中石油非常规天然气产量达到500亿立方米，占总天然气产量的约38%；2015-2021年非常规油气占比年均提升1.0%，产量CAGR达到8.9%。中石油非常规油气仍以致密油气为主，近年来页岩油、页岩气增速较快。从2021年我国非常规油气的产量结构来看，页岩油/页岩气分别占非常规油气产量的20%/27%，较2015年分别提升7.1/22.2个百分点。根据《中国石油非常规油气开发进展、挑战与展望》预测，中石油页岩油与页岩气22-25年仍以29.2%/21.2%的CAGR持续增长。从发展阶段来看，我国页岩油气仍处于工业化发展早期，发展成熟度待提高。我国自2007年建立第一个国际联合项目以来，经历10余年持续发展，发展历程主要可以分为三个阶段：1.合作借鉴阶段（2007-2009）：该阶段主要借鉴学习北美页岩油企快速发展的实际经验，创建了第一批示范区和有利区，为后续的开采和技术研发奠定了基础。2.自主探索阶段（2010-2013）：该阶段已经有涪陵为代表的的页岩气规模开发，国家确立页岩气为独立矿种并发布《页岩气发展规划（2011-2015）》，并出台页岩气开发利用的补贴政策。在国家全力支持页岩气开发和对于水平井等先进开发手段的技术突破下，我国建立了涪陵、长宁威远和昭通等国家级页岩气开发示范区。但该阶段产量仍在100亿立方米以下，仍未进入规模化开发阶段。3.工业化开发阶段（2014-2020）：国家进一步明确页岩气开发的未来规划，并且页岩气开发的成本效益有一定改善，页岩气正式进入工业化开发阶段。2019-2020年，页岩油气多项重大勘探发现推动行业产量快速提升。目前已经形成了包括鄂尔多斯盆地长7生油层（新增探明地质储量3.58亿吨，预测地质储量6.93亿吨），甘肃发现10亿吨级的庆城大油田；四川盆地长宁-威远和太阳区块，新增探明页岩气地质储量7409.71亿立方米，累计探明10610.30亿立方米，形成了四川盆地万亿方页岩气大气区。页岩气产量从2015年的不到50亿方，增长至2020年的接近200亿方，CAGR达到30%以上；年投产井数从2015年的300余口提升至2020年的近1000口，开发规模显著提升。参考美国页岩气发展历程，我们发现页岩油气的规模化开发并非一蹴而就，而是伴随技术工艺、管理等不断的革命性创新，使得页岩油气开发的经济性大幅改善，最终得以产业化爆发。复盘美国页岩油发展历程，美国同样经历技术探索，技术突破与成熟发展三个阶段。其在科学探索和技术突破阶段也徘徊接近15年之久，期间通过水平井技术试验、水平井多段压裂技术、超常水平段密切割压裂技术的创新，以及地质工程一体化等管理创新，使得2012—2017年间助力页岩气单井最终可采储量（EUR）由1.2108m3提高至4.0108m3。2018年以来，以大数据为主导的第5代技术，推动页岩气开发成本再降低（幅度超过30%）。我国目前大约处于美国2000-2005年阶段，未来发展空间广阔。非常规油气开采并非一蹴而就，需要经历理论创新和技术创新，叠加长期的技术沉淀和对之对应的管理创新变革。我国页岩油气站在国外先进开采技术的基础上，根据国情和实际情况已经经历超过10余年的探索，近年来接连取得重大发现和进展。我们对比开采量指标，我国以页岩油气为代表的非常规油气规模上仅相当于美国的2000年水平；从产量占比角度，页岩气产量占比约为美国2005年水平，技术成熟水平约为美国成熟发展阶段的早期，未来的空间仍然广阔。结合美国经验，产量爆发的拐点往往是在技术积累，量变最终形成质变。工业化开发的核心的成本和效率的优化，背后的技术、工艺、理念与设备的成熟。而储量和禀赋也会对拐点到来的时间和最终产量的高度形成影响。因此，我们认为非常规油气开发节奏和未来空间的核心分析框架主要包括储量（禀赋）、技术（工艺和设备）、经济性（成本和油价）三要素。三要素相互联系共同影响我国非常规油气（主要指页岩油气）发展的短期节奏和长期空间。（二）储量（禀赋）：储量潜力巨大，禀赋条件弱于美国我国页岩气资源储量具有显著优势，沉积条件以海相为主。据EIA统计，中国页岩气剩余可采储量约为33.9万亿立方米，占世界页岩气总储量约15%，位居世界第一，是我国常规天然气量的近1.6倍。其中已探明技术可采储量为21.8万亿立方米。充裕的资源储量为国家未来长期开展页岩气开采工作提供了巨大的潜力空间。根据历史多次勘探的结果来看，页岩气沉积类型以海相页岩气为主。我国海相页岩气可采储量为13万亿立方米，占总量比重为59.6%，赋存地主要集中在川渝西南地区。目前已规划出的五大页岩气重点示范产区包括所属于中石化的涪陵勘探开发区，以中石油所有的长宁、威远、昭通以及富顺-永川勘探开发区。另外我国还拥有5.1万亿立方米海陆过度相页岩气以及3.7万亿立方米陆相页岩气，主要分布在准格尔盆地、青藏高原、松辽盆地等地区。我国不仅页岩气储量丰富，陆上页岩油资源同样可观。根据《中国石油非常规油气开发进展、挑战与展望》总结，我国陆上页岩油资源量达283亿吨，其中，中国石油矿权区页岩油资源量达201亿吨，占71%。此外，中国石油矿权区致密油资源量达138.8亿吨。从分布角度来看，中石油非常规资源主要致密油、页岩油、页岩气三类为主。地域分布角度，非常规资源主要分布在鄂尔多斯盆地、松辽盆地、四川盆地、准噶尔盆地。鄂尔多斯盆地、松辽盆地、准噶尔盆地主要以致密油与页岩油为主。四川盆地则以页岩气储量为主。我国页岩气资源禀赋条件导致开发难度高于美国。尽管我国页岩油气储量巨大并且分部广泛，但我国页岩气层的整体品位条件弱于美国。中美对比来看，我国页岩气层埋藏深度更深，压力系数较大，叠加地理位置位于山区等偏远地区，直接导致开采难度较高；此外，我国页岩气层的有机碳含量（TOC），储层成熟度较低，脆性矿含量不足，直接导致开采经济性和技术要求更高。中浅层页岩气开发已经相对成熟，深层页岩气开发突破是产量高增的关键。从我国页岩气埋藏深度情况来看，埋深介于2000米至3500米的中浅层页岩气是我国页岩气稳产开发工作的主体，相关勘探开采技术体系已成熟完善，形成了综合地质评价、开发优化、水平井优快钻井、水平井体积压裂、高效清洁开采六大主体技术。截止至2021年已完成产能建设超200亿立方米。而埋深介于3500米至4500米的深层页岩气由于其资源储量更为充裕，是国内未来增产的重点攻坚方向。据统计我国埋藏深度大于3500米的页岩气资源所占比重超60%，在川南部分超万亿储量的产区内占比更是高达80%以上。当前我国已在深层页岩气勘探开采领域取得一定突破，测试井产能表现良好。但相关技术理论与设备配套仍须持续突破与进步，以推动我国页岩气资源全面上产。（三）技术与设备：技术设备进步显著，开发效率持续提升我国页岩气开发技术和设备层面难点贯穿勘探、钻井、压裂等各不同环节，近年来核心技术不断取得突破，中深层页岩气产业化开发成为可能。1.勘探环节：深岩层气体相态与流动规律方面理论基础匮乏，开发技术对策难以明确是深层页岩气勘探环节中主要面临的技术难点。深层页岩气在勘探环节中主要面临三个气藏工程方面的难点。首先，对于深层储层中甲烷的相态认知仍不清楚。因此在开发规律、生产制度以及吸附气与游离气对气井产量贡献比例等方面的研究缺乏理论依据支撑；其次，深层页岩中气体的多尺度流动规律尚不明确，这是由于不同大小的页岩孔隙中气体流动规律差异较大，加之限域效应与真实气体效应对气流影响。这使得压裂过程中的最优下油管时机以及压裂完成后的最佳焖井时间依旧难以确定，进而影响冲砂解堵作业效果，制约气井初期产能；最后，深层页岩气开发技术对策仍不明确。导致开采前期存在水平井关键参数、井距、立体开发布井方式难以确定，而在开采过程中储层纵横向动用程度、钻完井周期、降本成效等指标仍有待验证。2.钻井：工程设备与循环流体性能不佳，钻井质量与效率水平较低，是深层页岩钻井环节面临的主要技术困难。水平段高温环境影响作业效率。从水平段井底循环温度对比情况来看，中浅层页岩气钻井温度区间通常为90至120摄氏度，而深层页岩温度则在135至155摄氏度。高温作业环境下常规旋转导向工具无法进行长时间稳定作业，从而导致钻井施工进展缓慢且井轨难以有效控制。并且可抗175摄氏度高温的导向工具与仪器还尚未实现国产化，引进海外技术成本高，服务费用昂贵；当前钻井液体系与堵漏材料依旧难以满足深层地层防塌防漏需求。由于深层页岩脆性更强且裂缝更为发育，当前适用于深层的油基钻井液性能较不成熟，适应性与封堵性依旧较差，难以有效避免井漏和井壁失稳的发生。此外深层页岩地质构造特征复杂且呈强非均匀性，但二维地质导向技术对储层预测精度较低，难以对优质储层进行精确追踪。因此导致钻井过程中I类储层钻遇率较低，难以为后期压裂提供高品质储层基础。国内目前“一趟钻”技术尚未成熟，钻井效率较北美相比表现较差。我国深层页岩更为复杂的压力系统以及更高的岩石压实性使得水平段钻进过程中的摩擦阻力与扭矩更高，因此国内当前一趟钻平均进尺仅为北美的三分之一，钻井周期为北美的五倍之多。改进钻井设备降温方式，采取井下综合防治技术，优化三维地质模型应用，以及攻坚钻井提速技术是解决当前钻井环节技术难点的重要手段。对于钻井设备在深层页岩中面临高温环境问题，可通过模拟井底瞬态温度场掌握深层水平井井底温度变化规律及主控因素，并开展相应钻井液地面降温系统的先导试验，改良钻井设备配套的抗温、降温措施。对于水平钻井提速方面，应进一步提高钻井液在高温环境下的稳定性与润滑性，并配套使用钻柱扭摆减摩系统与全金属水力震荡器等工具，实现水平井钻井过程中的“降摩减阻”。同时还可通过缩小水平段井眼尺寸，并采用“高效钻头+配套井下提速工具+钻井参数优化软件/装备”，技术配套，实现“一趟钻”进迟长度的提升。以威远、长宁龙马溪组为例，在采取“旋转导向+螺杆+单排16mm/19mm齿钢体PDC钻头”配套方案后平均机械钻速得以显著提升。3.压裂：深岩层裂缝形成机理尚未明确，实际压裂施工过程中对于缝网扩展控制困难；且压裂所需的压强更大，对设备的要求更高。国内目前对于深层页岩裂缝相关理论体系依旧较为欠缺，裂缝缝高与扩展机理尚不清晰，导致难以对天然裂缝进行准确识别与定位、压裂工艺与液体体系选取不明确、纵向储层未能实现充分动用等一系列技术难点。此外在实际压裂施工操作过程中，由于深层页岩具有破裂压力高、闭合应力高、水平应力差大等地质力学特征，压裂的技术难度大大提升。因此深层压裂的施工压力需要由中浅层的15至40兆帕大幅提升至95至120兆帕，从而避免“狭长缝”的形成并有效提升裂缝复杂程度与波及范围，以保障气井后期产量不会严重递减。另外，深层页岩高闭合压力与高弹性模量条件下的支撑剂加注较中浅层更为困难，加砂强度限制由中浅层压裂的4吨/米下降至1.5至3吨/米，使得获得裂缝高导流能力更难。水平井多段压裂等关键工程技术指标大幅度提升，深层页岩气开发技术日趋成熟。在建立本土化的页岩气有效开发技术体系下，采用“多簇射孔、高强度加砂、暂堵转向”压裂工艺技术，全面提升长水平段水平井的压裂改造技术。以威204井区为例，水平井压裂段数，压裂加砂量，压裂加砂强度，页岩气测试产量均有明显的提高，通过更大功率的压裂设备和更成熟的压裂技术，可以基本满足介于3500~4000米页岩气资源的有效开发。我国压裂设备制造技术基本成熟，核心产品技术水平超过海外。目前，为适应国内深层页岩气开发的技术要求，国产压裂设备单机功率为2500-10000hp，单泵功率达到2500-7000bp。与国外设备对比来看，我国压裂设备功率更大，工作电压也更高，结构形势则以撬装、车载、半挂车等多种方式为主。电驱压裂设备优势显著，未来发展空间广阔。其中电驱压裂设备作为一项未来的关键技术，我国在高压大功率变频技术等方面与海外仍有一定差距。此外，北美电驱压裂市场大多采用燃气轮机发电，由于基本采用井口气作为原料，整体成本较我国更低；我国电驱设备仍面临电网基建费用较高，导致用电成本高等问题，因此目前国内仅有少数井场实现了全电动压裂，电驱压裂设备具有灵活调节排量，成本更低，噪音更小作业时间更长等诸多优势，电驱压裂设备的推广仍在进行中，未来应用空间仍然十分广阔。总体来看，我国非常规油气勘探开发的技术水平不断提高，深层页岩油气开发的经济性问题正不断解决。对于非常规油气开发，我国的核心的优势在于制造业产业链完整，核心设备技术处于领先位置；此外，国家政策大力支持非常规油气勘探开发的核心技术攻关，此前多年的研究积累促进技术和理念的不断完善进步。随着各类技术逐步完善，相信我国非常规油气勘探开发的成熟度和经济性将不断提高，非常规油气的产业化脚步将不断加快。（四）经济性：开采成本逐步下行，规模效应仍待释放复盘美国页岩气开采成本变化，2015年较2006年下降94.4%，成本优化显著。美国页岩气开发从垂直钻井技术，进步到水平钻井技术，使得页岩气筒与储层的接触面积显著提升，从而提高页岩气井的单井产量，降低了页岩气的开发成本。页岩气开发成本的降低除了得益于技术进步，还与产量、管网结构完善，设备与数据积累成熟等有关。美国经验表明，在开采钻井过程中，钻井具备明显的规模效应。企业不需要重复进行地质勘探和数据收集工作，通过对已建成井的监测数据分析，逐步完善井的参数设计，在这些过程中的经验积累最终能够帮助降低开采成本。此外，区域化规模钻井能增加设备使用效率，减少设备冗余和闲置，从而降低成本。从单井成本角度，我国页岩气开采接近于美国，优化趋势显著。随着技术与设备工艺的不断进步，我国页岩气开采的单井投资与美国逐步接近，较2014年有比较明显的优化。但由于单井产量与运输等其他成本角度，美国页岩气仍然优于我国，因此实际开采成本仍有较大差距。钻完井成本直接关系到盈亏平衡点，因此未来钻完井技术的进一步成熟将有助于页岩气开采的持续降本增效。此外，政策补贴也是推动页岩气增产的核心驱动因素。近十年内国家多部委持续颁布政策文件从多个方面鼓励国内非常规油气，特别是页岩油气资源的产能建设推进。首先是财政方面，国家从2018年起实行对页岩气资源税减征30%的优惠政策。2015年中央财政对于页岩气企业给予补贴，2016-2018年的补贴标准为0.3元/立方米；2019-2020年补贴标准为0.2元/立方米，2019年起按照“多增多补”的原则，对超过上年开采利用量的，按照超额程度给予梯级奖补；相应，对未达到上年开采利用量的，按照未达标程度扣减奖补资金。对比来看，美国对于非常规油气的补贴美国的税收减免力度要大于中国，补贴时间长达23年，补贴力度也相对更大。从补贴政策角度看，中美两国均十分重视页岩气勘探开发技术的研发工作，均通过不同方式鼓励对于非常规油气研究和开发。但是客观上，美国对于非常规油气的扶持时间更早，补贴时间更长，力度也更大，其超前布局的思路和政策组合值得我们学习与关注。短期来看国家政策补贴对于促进页岩油气增储上产至关重要。通过对比不同最终可采储量的页岩气井在有无财政补贴的收益情况可以发现，我国现行的优惠补贴政策显著提升了单井内部收益率，并有效减短了投资回收期。在无补贴的情况下仅井4（1.2亿立方米最终预测可采储量）可以实现内部收益率为正，其余均为亏损。在有补贴情形下，井2、3、4均能实现内部收益率为正，补贴大大放宽了盈亏平衡要求，拓宽了可开发的项目范围，助推页岩油气的产业化发展。目前，我国非常规油气开发正处于工业化生产初期，储量、政策、技术三要素共同产量-成本规模效应循环初显。尽管我国资源禀赋条件不如美国，但我国具备储量大，政策驱动强，技术与设备不断进步等后发优势。非常规油气开发并非一蹴而就，需要借助政策与技术，共同推动开采成本降低与产量的增长。随着产量提升，开发、输送、生产等环节规模效应凸显，成本有望继续优化，形成良性的产业循环。五、投资分析在俄乌冲突、国际局势复杂，国际油价持续高位的背景下，我国能源安全问题严峻。国家能源局等有关部门与三桶油均明确“十四五”增产上储目标。尤其是我国非常规油气潜力巨大，经历过去10余年的探索，目前正处于产业化初期，未来空间广阔。非常规油气的开发离不开核心技术的突破和优质设备的供给，有利于我国优质设备龙头企业的快速成长。

能源金属中期策略：锂钴稀土景气度高位震荡_新型电化学孕育生机1、上游原材料涨价为主旋律，产业链成本传导进行时1.1、全球各国碳中和目标明确2021年，全球能源短缺与各国能源转型相互伴随，竭力协调统筹能源绿色低碳发展与供应。为应对气候变化等，各国纷纷提出更积极的碳排放目标，并制定和实施了一系列的战略和措施；能源产业相关的支持政策也陆续出台，国家能源结构得到调整和优化，能源安全问题更成为焦点；各国政府面对能源短缺和价格上涨等难题，通过限价、补贴、减税等举措尽可能减少能源供需矛盾及价格攀升对经济和生活造成的影响。截至2022年4月20日，全球超过130个国家和地区提出了净零排放或碳中和的目标，欧盟、英美、俄罗斯、日韩等在2021年相继出台碳达峰、碳中和的行动计划，加快广泛而深刻的经济社会系统性变革的步伐。在世界各国提出碳中和、碳达峰的目标背景下，全球碳市场建设进入加速期，碳市场的逐步成熟、碳价的不断上涨已经成为各行各业加大投资清洁技术的主要推动力。为实现减排目标，大力发展可再生能源是实现能源清洁低碳转型的重要路径，也是世界各国的共识，中国也在“十四五”规划中着重强调了实现双碳目标的重要性。1.2、“十四五”现代能源体系规划继续利好电动车和储能行业2022年3月22日，国家发展改革委、国家能源局发布《“十四五”现代能源体系规划》(以下称《规划》)，从三个方面推动建设现代能源体系：一要强调能源供应链安全性和稳定性，二要推动能源生产消费方式绿色低碳革命，三要提升能源产业链现代化水平。《规划》从3个方面入手来加快能源领域未来碳减排工作的推进：一、重点加快发展风电、太阳能发电，加大力度规划建设以大型风电光伏基地为基础、以其周边清洁高效先进节能的煤电为支撑、以稳定安全可靠的特高压输变电线路为载体的新能源供给消纳体系。因地制宜开发水电和其他可再生能源，增强清洁能源供给能力。推动构建新型电力系统，促进新能源占比逐渐提高。二、严控在能源开发生产、加工储运等各环节过程，提升能源资源利用水平，降低碳排放水平，同时要注重因地制宜，推动能源产业和生态治理协同发展。三、用能模式的低碳转型是能源领域碳减排的关键，“十四五”时期将重点关注工业、交通、建筑等行业领域，加大强化节能降碳的力度，严格合理控制煤炭消费增长，推动提升终端用能低碳化电气化水平。文件提出积极推动新能源汽车在城市公交等领域应用，到2025年，新能源汽车新车销量占比达到20%左右。优化充电基础设施布局，全面推动车桩协同发展。1.2.1、国内电动车渗透率目标有望提前完成各国的碳排放总量中，汽车的碳排放一直是重要贡献之一。乘用车的碳排放不仅仅是使用过程中的，而应该是整个生命周期内的。乘用车的生命周期系统边界包括乘用车的车辆周期和燃料周期在内的全生命周期阶段。其中，乘用车的车辆周期包括原材料获取、材料加工制造、整车生产、维修保养（轮胎、铅蓄电池和液体的更换等阶段）；乘用车的燃料周期，即“油井到车轮”，包括燃料的生产和燃料的使用两个阶段。对于燃油车，燃料的生产包括原油开采和提炼加工等阶段；对于电动车燃料的生产包括电力（火电、水电、光伏发电和核电等）的生产和传输等阶段。根据2021年7月中汽中心发布的《中国汽车低碳行动计划研究报告》中显示了各类车型的生命周期碳排放，传统汽油车的碳排放量为241.9g/km，混动车HEV196.6g/km，插电混动车PHEV为211.1g/km，纯电车EV为146.5g/km。由此可见，汽车电动化的推进将极大减少碳排放量，有助于更早实现碳达峰以及碳中和的目标。以中国为例，我国石油消费有很大一部分来源于交通部门，根据《中国2017年能流图和油流图》交通运输业大约占石油消费总量的60%。在交通领域中道路交通的石油消费占有绝对比重，达到了83%，即公路交通占中国总石油消费比例为48%，如果将我国目前存量汽车全部实现电动化后，将减少我国约48%的石油消费。由此可见，汽车电动化是实现能源结构转型的主要抓手之一。《新能源汽车产业发展规划(2021－2035年)》中提出，2025年，新能源汽车新车销售量达到汽车新车销售总量的20%左右。根据中汽协数据，2022年1月-4月新能源汽车销量分别为43.1万辆、33.4万辆、48.4万辆以及29.9万辆，对应当月渗透率为17%、19.2%、21.7%、25.3%。照此趋势发展，20%的电动车渗透率目标有望提前达成。1.2.2、能源结构转型衍生储能重大发展机遇随着碳达峰、碳中和目标的提出，《规划》提出“十四五”时期要促进新能源占比逐渐提高，建设新型电力系统，具体措施从源、网、荷、储四个方面提出，并在2035年要取得实质性成效。其中，储能技术的诸多特性使其在电力系统的发、输、配、用及调度等各个环节都不可或缺，正在成为当今许多国家用于推进碳中和目标进程的关键技术之一。在《储能产业研究白皮书2022》中，据CNESA预测，在政策执行、成本下降、技术改进等因素未达到预期的保守场景下，我国2026年新型储能累计规模将达到48.5GW，市场将呈现稳步、快速增长的趋势，2022-2026年的复合年均增长率（CAGR）为53.3%；在储能规划目标顺利实现的理想情形下，预计2026年我国新型储能累计规模将达到79.5GW，这意味着2022年至2026年期间，储能将保持年均69.2%的复合增长率持续高速增长。截至2021年底，根据CNESA全球储能项目库的不完全统计，中国已投运电力储能项目累计装机规模46.1GW，占全球市场总规模的22%，较2020年底增长30%。市场增量主要来自新型储能，2021年底累计装机规模达到5.73GW，较2020年底增长75%。2021年新增投运电力储能项目装机规模首次突破10GW，达到10.5GW。其中，抽水蓄能新增规模8GW，同比增长437%；新型储能新增规模首次突破2GW，达到2.4GW，同比增长54%。新型储能中，锂离子电池和压缩空气技术均有百兆瓦级项目并网运行，后者更是在2021年实现了跨越式增长，新增投运规模170MW，接近2020年底累计装机规模的15倍。2022年3月22日，印发了《“十四五”新型储能发展实施方案》（以下简称《实施方案》），主要内容可概括为“两步走战略”和“两个多元化”。“两步走战略”是指在新型储能行业发展战略和目标方面，总体思路是在“十四五”期间完成从商业化初期到规模化发展的目标、在“十五五”期间实现储能的全面市场化。“两个多元化”指在新型储能行业发展路径和应用方面技术路线的多元化和应用场景的多元化。《实施方案》多次提及除锂电池外其他的新型储能技术路线，涵盖了钠离子电池、新型锂离子电池、铅炭电池、液流电池、压缩空气、氢（氨）储能、热（冷）储能等关键核心技术、装备和集成优化设计研究，集中攻关超导、超级电容等储能技术，研发储备液态金属电池、固态锂离子电池、金属空气电池等新一代高能量密度储能技术，并突出表现为“长时”“高功率”“高安全”“强性能”等共性特点。一方面，其前瞻性在近期锂材料涨价的背景下显得尤为可贵，尤其是国内新型储能的发展不可局限于锂离子电池单一技术路线，需要对各储能技术路线兼收并采，实现均衡发展；另一方面，其要求新型储能技术需要服务以新能源为主体的新型电力系统，解决碳达峰碳中和战略下大规模可再生能源并网带来的随机性、波动性、间歇性等问题，满足未来潜在的对大规模、安全可控、性能优越的长时储能的需求。从发展不同应用场景的策略来看，针对电源侧尤其是风光等新能源新型电力系统的主体电源配套储能，仍是促进储能发展的主力，也是新型储能在“十四五”发展中支撑新型电力系统的重要角色。《实施方案》强调以试点示范项目推动储能产业化发展。开展液流电池、飞轮、钠离子、固态锂电池等多项技术路线分类试点，推动秒级和分钟级应用、短时高频等多时间尺度新型储能技术试点示范项目。1.3、锂价对电池端和整车端材料成本提升的贡献度分别为83.8%和72.2%2022年2月17日，中国有色金属工业协会党委常委、副会长兼秘书长贾明星在2021年度有色工业经济运行情况新闻发布会上表示，2022年整体来看，有色金属包括铜、铝、铅、锌等大品种都会处于高位震荡，一些品种比如锂、钴、镍等价格还会持续走高。原因在于，一方面，新能源汽车的迅猛发展对有色金属的需求量很大，锂、镍等资源的开发难度大、资源稀缺，所以这些需求量大的有色金属品种价格会维持在高位。另一方面，我国的宏观调控政策对产能控制严格，所以对价格维稳起到了支撑作用。1.3.1、电动车原材料消耗情况在不考虑长协订单的情况下，假设一辆带电量50Kwh的电动车，按照2022年5月11日各类金属价格对比2021年均价，单车成本上升约1.85万元。其中锂元素对成本上涨的贡献最大，截至2022年5月11日碳酸锂价格上升至45.1万元/吨，较2021年均价提升284.3%，提升单车成本1.33万元，假设仅考虑原材料上涨的影响，其对成本提升的贡献度为72.2%。1.3.2、中游电池厂商承压，部分厂商迎来盈利历史低点假设不考虑长协订单，电池厂商与上游原材料供应商以市场价结算，据我们的测算，按照2022年5月11日原材料的价格对比2021年均价，电池包的度电成本将提升318.4元/KWH，假设只考虑原材料上涨的因素，同样以锂的贡献度最大，锂价上涨的贡献度达到83.8%。锂等电池主要原材料价格大涨后，不少电池厂商的毛利率都出现了下滑，利润空间被严重挤压。即便是规模大、议价能力强的头部电池企业，也受损严重。比如宁德时代2022年第一季度的毛利率为14.48%，同比下降12.8Pct，环比下降10.2Pct，迎来了历史新低；国轩高科和比亚迪22年第一季度毛利率分别为14.49%和12.4%，同比下降10.5Pct和0.2Pct；而亿纬锂能22年一季度的毛利率已下降至13.75%，同比下降13.2Pct，这也是自2020年三季度以来，公司的毛利率连续第六个季度环比下滑。1.3.3、短期疫情扰动，终端车企涨价后是否反噬需求有待跟踪今年以来涨价潮最终传导到车企终端，由于受到汽车芯片、贵金属原材料大幅上涨影响，许多车企都已官宣涨价，特斯拉在八天内也三次调价，蔚来汽车、理想汽车、小鹏汽车、极氪、长安新能源、奇瑞新能源、极狐汽车、天际汽车、领克汽车等多家新能源车企先后宣布上调价格来消化成本增加。4月各车企普遍的销量环比下滑，部分原因是受到疫情影响的扰动。目前，随着疫情得到控制，多家车企开始复工复产，先前未交付订单拖期严重问题有望缓解，终端车企涨价后是否反噬需求有待后续几个月的数据跟踪。1.4、能源金属板块股价回调原因分析自2021年下半年至今，能源金属板块出现了长时间的调整，虽然期间有反弹，但整体仍呈现震荡下行的趋势。其中锂业龙头天齐锂业和赣锋锂业股价的高点均出现在2021年8月31日；钴行业龙头华友钴业股价最高点出现在2021年7月12日；稀土行业龙头北方稀土股价最高点出现在2021年9月10日，整体的时间非常接近。从回调的幅度看，能源金属板块普遍回调30%以上，截至2022年5月20日，天齐锂业和赣锋锂业的股价为91.3元和121.52元，较最高点回调33%和44.8%；华友钴业股价为92.3元，较最高点回调38.3%；北方稀土股价为34.62元，较最高点回调43.3%。复盘锂矿股走势：具体而言，2021年9月至2022年春节前，股价下跌，春节后小幅反弹，之后因为疫情等原因又继续下跌。随着复工复产的逐步启动，4月27日-5月20日又出现超跌反弹。我们认为回调主要有以下几方面原因：（1）股价领先于商品价格的变化。以赣锋锂业在本轮周期的表现为例，赣锋锂业股价最早启动上涨在2019年10月24日，彼时锂价仍处于下行周期，且出现了澳矿破产重组，但股价提前反应了未来锂价的上涨，2020年10月14日锂价启动了上涨，股价表现领先于商品价格约一年。因此后续的股价回调同样领先于商品价格约7个月时间，赣锋的股价自2021年8月31日开启回调，对应的碳酸锂价格于2022年3月30日启动回调。（2）市场担心锂价对下游需求造成反噬，进一步担忧锂价的下跌。锂价传导至终端车企涨价后，是否影响终端销量仍有待跟踪。2022年2月28日，工信部副部长辛国斌在国新办发布会上表示，今年将适度加快国内锂、镍等资源的开发力度，打击囤积居奇、哄抬物价等不正当竞争行为，因此市场对未来锂价下行的担忧也是股价回调的一大原因。（3）2022年下半年锂价仍存在反弹的可能。结合我们的供需平衡表，2022年锂行业供需仍存在缺口，下半年传统的旺季叠加疫情下部分需求的延后释放，锂价仍存在反转上行的可能性，预计锂价近两年仍将处于高位震荡，这也是2022年4月底之后锂矿股震荡上行的主要原因。锂矿股的下滑对同为新能源金属的钴和稀土也有一定的带动作用，此外2022年稀土行业也出现了因氧化镨钕价格过高被稀土办公室的约谈以及“青山镍”事件的负面影响：北方稀土股价在2022年3月-5月中旬继续下行，股价下跌原因之一在于工信部约谈稀土企业引导价格回归理性。2022年3月3日，工信部下属单位稀土办公室约谈中国稀土集团、北方稀土集团、盛和资源公司等重点稀土企业，要求有关企业要正确把握当前与长远、上游与下游的关系，确保产业链供应链安全稳定；要加强行业自律，进一步规范企业生产经营、产品交易和贸易流通等行为，不得参与市场炒作和囤积居奇；要充分发挥示范带头作用，推动健全稀土产品定价机制，共同引导产品价格回归理性，促进稀土产业持续健康发展。华友钴业股价2022年3月至5月中旬整体震荡下行，主要是受“青山镍”事件和钴市场需求偏弱双重影响。2、锂——预计锂价2022-2023年高位震荡，2024年锂资源有望回归供需平衡2021年全球下游锂盐的需求量分布：电池74%、陶瓷和玻璃14%、润滑脂3%、连铸2%、聚合物2%、空调1%、其他4%。可以预见的是，随着新能源汽车的普及，锂作为动力电池至关重要的原材料，锂资源的需求也会一直上升。行情回顾：截至2022年6月3日，电池级碳酸锂价格已达到46.34万元/吨、氢氧化锂价格已达到46.75万元/吨，较年初上涨71.6%、116.3%；锂精矿价格也从年初的2525美元/吨上升至5000美元/吨，涨幅98%。电碳价格于2022年3月19日一度冲高到50.86万元/吨，也是目前历史的最高值。2022年1月至4月，碳酸锂开工情况受限，每月开工率均不足50%。截至4月底，国内共生产6.69万吨碳酸锂，产量较去年同期小幅下降5.81%。2-3月，受春节假期、冬奥会及两会等多重因素影响，青海地区厂家开工负荷偏低，整体供应有限。随着两会结束以及全国疫情的稳定，工人陆续返工，生产线逐步恢复运行。截至2022年6月3日，开工率已恢复至60.2%，并有望在后续月度逐步提升，碳酸锂供应有望随之增加。碳酸锂生产的主要原材料为锂辉石、硫酸、纯碱和动力煤，平均每生产一吨碳酸锂需要9.08吨5%品位锂辉石、1.60吨纯碱、1.84吨硫酸和6.06吨动力煤，若锂辉石全部外购、加工费按1.8万元/吨测算，扣除上述成本后，按照2022年6月3日价格测算，碳酸锂冶炼端毛利为13.8万元/吨，毛利率29.9%，该值为近25周最低值，主要系二季度以来锂价有所回调以及原料端锂精矿价格的上涨，导致冶炼端利润承压。由于锂行业的高景气度，今年各大锂矿、盐湖或云母厂商纷纷宣布进一步的扩产计划。根据我们的测算，2025年全球锂资源供给将达到189.4万吨碳酸锂当量（LCE）,2021年-2025年CAGR37.3%。未来2022年-2025年新增供给最少的年份是2022年，2022年较2021年产量增加近20万吨LCE。2022年主要供给增量来自Greenbush矿山以及Atacama盐湖，其中SQM宣布了较为激进的扩产计划，计划2022年底投产18万吨碳酸锂以及3万吨氢氧化锂的产能，预计其实际产量有望突破13万吨LCE，较21年提升3.3万吨；此外澳洲Greenbush矿山全年产量有望逼近15万吨，较21年提升2.9万吨，两处合计提升6.2万吨，占整体增量的31%。其他资源如澳矿Pilbara、复产的Altura、Wodgina矿山、国内的李家沟、南美Cauchari-Olaroz盐湖以及国内的盐湖、云母项目也有增量。受益于各国政策的推进，我们预测2025年全球电动车销量有望突破2400万辆，对应电动车渗透率26%。综合考虑电动车、储能、3C电子消费以及传统工业下游的需求，预计2025年全球锂需求量为177.6万吨LCE，2021年-2025年CAGR37.5%。由于电动车需求的持续增长，供给侧的增速弱于需求侧的增速，我们预计2022年为锂资源供应最为紧张的一年，2023年处于紧平衡，随着全球范围新增产能的不断释放，2024年后锂行业有望重新回归供需平衡。下半年及23年锂价展望：2022年5月21日，电池级碳酸锂价格达到45.71万元/吨，是过去九周以来电碳价格的首次上涨。下半年由于传统的旺季叠加疫情影响下部分需求的延后释放，碳酸锂的价格仍有望继续上行。23年由于锂行业仍处于供需紧平衡状态，锂价预计处于高位震荡。从供给释放和需求分布结构来看，四季度的供应紧张程度往往强于三季度。以2021年数据为例，供给方面，由于天气原因，青海地区盐湖的产量高峰往往在5-10月间，四季度的供给会有所减少；需求方面，下半年是传统的旺季，需求环比上半年也有望继续增加。考虑到Q4供需情况进一步趋紧，Q4环比Q3锂价仍有望上涨，不排除锂价重新回到50万元/吨以上的可能性，整体来看2022年-2023年锂价仍将处于高位震荡。3、钴——预计2022-2023年供需紧平衡，2024年后新增钴矿有限加剧供应短缺需求端，钴的下游主要有电池（消费电池+动力电池，合计67%）、高温合金（7%）、硬质合金（7%）、聚酯纤维（4%）、陶瓷（3%）和其他（5%）。行情回顾：2022年1-3月钴类产品价格持续上涨，4月起有所回落。截至6月3日，电解钴价格为43.80万元/吨，为年内最低值，年内最高价格为57.50万元/吨；硫酸钴价格为8.55万元/吨，为年内最低值，年内最高价格11.80万元/吨；四氧化三钴价格为34.75万元/吨，为年内最低值，年内最高价格43.75万元/吨。按照不同三元材料对应单位钴含量估算，2022-2025年动力电池领域钴需求量分别为5.66、7.95、10.09和11.64万吨（金属吨）。（单Kwh用量的NCM523/622/811电池对应钴用量0.22/0.20/0.09kg）。预计2022-2025年全球钴消费总量分别为18.0、20.8、23.4和25.2万吨（金属吨），同比增速分别为9.4%、15.6%、12.2%和8.1%。（其他领域假设：3C领域用钴预计未来将维持-1%、5%、4%、4%增速，高温合金维持1%、3%、2%、2%，硬质合金维持-3%、2%、1%、1%的稳定增速）。钴维持供需紧平衡，2024年后短缺加剧。钴矿未来新建/复产产能较大的主要有嘉能可（Mutanda于2021年底开始复产）、洛阳钼业（扩产+Kisanfu投产）、欧亚资源（RTR产能爬坡）、莎琳那（Mutoshi产能爬坡）、万宝（卡莫亚铜钴矿、庞比铜钴矿爬坡）、中色（迪兹瓦产能爬坡），以及印尼红土镍矿项目的副产钴（包括华友、力勤、格林美等），2022-2025年钴矿供给分别为18.8万吨、21.4万吨、23.1万吨和24.0万吨，同比增长24%、14%、8%和4%。4、稀土磁材——国内配额有序释放，预计2022-2025年稀土仍有望处于紧平衡状态镨钕主要用于第三代稀土永磁材料钕铁硼，钕铁硼广泛应用于变频空调的压缩电机、风电直驱电机、新能源车、汽车EPS转向系统、汽车微电机、3C端的VCM和听筒、工业机器人等诸多领域。根据我们的测算，2021年钕铁硼下游应用需求仍较为分散：传统车、风电和新能源汽车的比例较高，分别达到10%、7.6%和8.7%；变频冰箱、工业机器人和变频空调的占比分别为4.3%、6.4%和5.5%。行情回顾：2022年年初以来，氧化镨钕和钕铁硼价格在高位维持了约1个月的时间，稀土办公室就稀土产品价格问题约谈重点企业后，市场价格有明显的回调。截至6月3日，氧化镨钕价格95.25万元/吨，与2022年内最高价110.5万元/吨相比，回调了13.8%，年内最低价为80.75万元/吨；毛坯烧结钕铁硼N35价格27.25万元/吨，与最高价29.75万元/吨相比，回调了8.4%，年内最低价为24.25万元/吨。截至2022年6月3日氧化镨钕库存为3296吨，处于年内较高水平；2022年1月至4月，全国氧化镨钕产量23787吨，同比降低0.2%。氧化镨钕高景气度得益于下游钕铁硼旺盛的需求，2022年1月至4月，全国烧结钕铁硼毛坯产量为7.99万吨，同比提升2.4%。展望未来，我们认为氧化镨钕的供应相对有限，国内矿山的供应量主要受开采指标控制，未来仍将有序释放。国外矿山进口量主要来自于三方面：缅甸矿、澳大利亚莱纳斯公司和美国MountainPass矿山。缅甸的主要稀土矿供给受到疫情以及当地政治局势的影响，同时优质稀土矿存量不断降低，我们预计未来缅甸矿供给增量有限。美国主要矿山MountainPass第一阶段产能为4万吨/年。公司的主要战略目标为第二阶段到2023年进行项目优化，稳定REO产量，减少污染；第三阶段2025年开始，进行下游扩张，因此目前MP无产能扩张计划。我们预计2025年全球氧化镨钕供给达到12.21万吨，2021-2025年CAGR为15.3%。根据不同领域的需求拆分，我们预计2025年全球市场对钕铁硼的需求量约为40.9万吨，折合全球市场对氧化镨钕的需求量约为12.26万吨，2021-2025年CAGR约为14%，未来将继续维持供需紧平衡的状态，利好稀土镨钕价格。到2025年，供需情况或将改善，缺口缩小至0.06万吨。下半年稀土价格展望：区别于锂和钴，稀土磁材供应量主要集中在中国，根据Lynas的公告，中国在2019年稀土氧化物开采、稀土氧化物分离、稀土金属以及永磁材料的全球市占率分别为60%、87%、91%和94%。因此稀土的下半年价格很大程度上取决于今年第二批稀土配额的释放情况。我们认为，稀土的配额未来仍将有序释放。从战略金属角度考虑，稀土不应卖出“土”的价格；但另一方面，稀土的价格过快上涨同样会对下游磁材厂造成压力，可能导致部分下游市场技术路线产生变化的可能性，如风电由直驱系统改为半直驱系统，钕铁硼用量将大幅下降。考虑到2022年稀土仍处于供需紧平衡状态，下半年氧化镨钕价格有望在80万元/吨-100万元/吨区间高位运行。5、锂价高位运行，催生新型电化学体系5.1、钠电池——锂电场景的有效补充5.1.1、钠离子电池优势在于成本，劣势在于能量密度和循环寿命到2025年，新型储能由商业化初期步入规模化发展阶段、具备大规模商业化应用条件。其中，钠离子电池在多种储能技术中排在首位，彰显了国家、能源局对钠离子电池技术的高度重视与未来发展的信心。（1）成本优势钠离子电池的突出优势在于资源和成本。根据中科海钠官网信息，钠与锂处于同一主族，拥有相似的物理化学性质。钠资源在地壳中的丰度为2.75%，远高于锂资源的0.0065%。钠资源的分布也非常广泛，全球各处均有分布，而锂资源约75%集中在美洲。若按照15万元/吨的碳酸锂价格以及2000元/吨的碳酸钠价格，钠离子电池材料成本相较锂离子电池降低30%-40%。由于锂价长期处于高位，钠离子电池原材料价格的优越性不断凸显。根据2020年3月容晓晖发布的文章《从基础研究到工程化探索》，钠离子电池原料成本为0.29元/Wh，较锂电池成本低32.6%。