核电投资指南05：核电两大龙头股

这一节我们讲一下核电产业链当中的运营部分，还有大家都很关心的钍基熔盐堆。

核电运营

国家核安全局为海南昌江核电项目二期项目3、4号机组颁发《核设施建造许可证》，这标志着华能集团正式成为中国第四家具备核电运营资质的发电企业。

而为了这张牌照，华能努力了整整17年。

在核电行业，素有“核电牌照”的说法。核电站建成之后的运营收益稳定，但没有核电牌照，就只能以参股形式参与核电项目。但核电牌照的持有者并没有明文规定。

之前，国内拥有核电牌照，就是具备核电项目业主资质的只有中核集团、中广核集团以及国家电力投资集团（2015年由中电投、国家核电技术公司重组而来）。华能集团虽然控股了石岛湾高温气冷堆示范项目，但因为这个项目并不是传统意义上的大型商用压水堆核电站，业内对于华能是否获得了核电牌照存在争议。

直到海南昌江二期的获批，才意味着华能正式获得核电业主开发资质。

而在有牌照的四家当中，中国广核和中国核电才是我国核电行业的两大龙头，2020年末，装机容量占比分别为54.42%和40.56%。

核电运营商业模式

由于核电工程的复杂性，核电站的运行是一个系统性的过程。核心流程就是保证反应堆的安全运行，并产出电力。

在我国核电事业的起步阶段，核电站操作员被称为“黄金人”，每位操作员培养过程中所花的费用，大约相当于普通人体重等重黄金的价格。

同时核电核心运营还需相关支持流程，比如更换核燃料，从堆内卸出乏燃料，以及核电站定期维护等。

尽管核电运营的流程十分复杂，但对于盈利的计算却并不难。主要变量就是装机容量，而随着三代核电站的开工建设，运营商手里的装机容量大幅提升是大概率事件。

从成本端看，固定资产折旧费用成本占比最高，核燃料成本位居第二。单个反应堆，核电设备投资额在170-180亿之间，三代核电站在早期存在各种安全检查，设备验证周期长等情况，工期拖延较长，造价超支严重，所以固定资产折旧项更高。核电站平均18个月需换一次燃料，且核燃料原材料成本有所上涨，在运营成本中的占比将有小幅上升。

但如何处理运营过程中产生的乏燃料才是最让核电公司头大的问题。根据估算，2020年中国乏燃料产生量已达1,071.6吨，而乏燃料后处理能力仅为50吨，无法满足处理需求。根据规划到2030年，每年将产生乏燃料近2000吨，累积乏燃料约24000吨。这是核电产业链中最大的供需缺口。

而根据预测，中国核电运营市场规模未来五年的复合增速是9.7%。

考虑到中广核和中核的垄断地位，这生意看上去还挺香的，那为什么中国广核和中国核电的股价表现平平呢？

风险因素

核电运营股的价值和水电股一样，是可以用DCF法算的比较精确的。

但是这种价值股都是需要长期持有来获得收益的，本质上赚的是EPS的钱。但核电行业本身的属性，导致长期持有核电股有些尴尬，毕竟全球任何核安全事件，都会让你戴维斯双杀。

以中广核旗下的台山核电1号堆为例，2021年4月5日发生一起0级运行事件（废气处理系统操作期间少量气体短时释放）。

此后，该事件经美国CNN、法国EDF、日本政府的持续发酵，引起舆论广泛关注。7月30日，中广核出于稳妥考虑，提前停堆检修。

为了防范核电的系统性风险，中广核等核电集团会采用多元化的经营策略，在核电产业链之外还搞点其他清洁能源来降低风险。

钍基熔盐堆

至于最近资本市场关注的第四代核电，也就是在甘肃武威市落成的钍基熔盐堆。这种反应堆最大的特点是核燃料就是冷却剂。原理是在一个石墨制造的“蜂窝煤”多管容器内，通入高温熔融的氟化物盐，然后再添加铀，钍，钚等可裂变或增殖核素。而这些锕系元素可以和氟化物反应产生氟盐，比如铀元素提纯时常见的四氟化铀，所以燃料运行很稳定，可以随时补加燃料。同时，石墨容器的中子吸收率低，裂变产生的中子会让钍232，铀238吸收，发生嬗变。例如，钍232嬗变为铀233，就可以进行核裂变释放能量。因为钍基熔盐堆的冷却剂和燃料是合为一体，不需要另外用水作为冷却剂，所以可以建在偏远的沙漠地区。

相比铀反应堆，钍基熔盐堆理论上产生的核废料仅为千分之一。而且我国的钍资源储量极为丰富。根据2005年，徐光宪等15位两院院士公开的资料显示，内蒙古白云鄂博的钍资源储量就达221412吨，占我国已查明的钍工业储量为286335吨（二氧化钍）的77.3%，中国的钍资源储量仅次于居世界第一位的印度（343000吨）。

20世纪70年代初，中国就曾经发展过钍基熔盐堆，但当时的技术水平还不成熟，不得不中止研究。

2011年，我国重新启动了研制计划，并于2018年9月在甘肃武威实现开工建设，2021年5月主体工程基本完工，9月开始进行调试工作。

根据《自然》杂志报道，该核反应堆功率为2兆瓦，能为1000名住户提供电能。如果测试结果较好，中国将在2030年前，建造一个为10万居民提供电力的373兆瓦的同类反应堆。

和其他的四代核电技术一样，钍基熔盐堆还有一些技术难题需要解决，距离商业化至少还有10年左右的时间。在投资上更多地还是以概念炒作为主。

但随着我国核电事业的不断发展，会有越来越多的“黑科技”来保证我国的能源安全。3060的双碳目标，在大家的共同努力下也一定会实现。

总结一下，核电的发展动力主要来自政府实现双碳战略的决心和需要。核电企业超预期主要靠走出去。核电行业最大的风险来自核事故。

好了，核电系列课就到这里。非常希望大家对这期的内容提出意见和建议，尤其是从事相关行业的朋友。

敲黑板：

中核集团、中广核集团、国家电力投资集团以及华能集团拥有核电运营资质。

核电运营商的盈利计算并不难。主要变量就是装机容量。

从成本端看，固定资产折旧费用成本占比最高，核燃料成本位居第二。

乏燃料后处理是核电产业链中最大的供需缺口。

核电运营股的价值可以用DCF法计算，但并不适合长期持有。

钍基熔盐堆理论上产生的核废料仅为千分之一，且不需要用水，可以建在沙漠地区。

核电的发展动力主要来自政府实现双碳战略的决心和需要。

核电投资指南04：中国核电主要上市公司

上一讲我们讲了核电产业链上游的情况，这一讲我们来看一下中游的投资机会。

核电设备

相比于上下游，核电中游的公司要多不少，市场规模更大。

国产化率提升

提供核电设备的中游企业，正是中国核电从无到有，从弱到强的完美写照。

1994年建成的大亚湾核电站，核电设备几乎全部来自法国，自主化程度仅为1%，而随着中国核电技术不断进步，国产化程度快速提升。

以“华龙一号”为例，福清的示范堆拥有28066台设备，国产化率达到了88%。其中反应堆压力容器、蒸汽发生器、堆内构件等核心装备，都已实现国产化。

在这一过程当中，最难的就是主泵了。

主泵相当于核电站的“心脏”。我国核电站2008年以前使用的主泵都是进口的。中核公司通过自研和学习，目前已经实现了主泵大部分核心部件的国产化。其中，主泵泵壳是主泵的核心承压部件，设计寿命长达60年，而且常年处于高温、高湿、辐射等恶劣工作环境中。安全等级是最高的，质量要求也是顶级的，之前只有美、英、法等少数几个国家能够生产。也是我国核电设备国产化最后攻克的堡垒之一。承担主泵泵壳制造任务的应流集团霍山铸造有限公司是应流股份的全资子公司，持有核一级《民用核安全设备制造许可证》，并通过美国机械工程师学会(ASME）核电产品质量认证。

国产化率提升使得我国核电站的建造成本降低。以核级阀门为例，国产核级阀门价格仅为进口同类产品的11.5%。掌握自主知识产权和核心设备的国产化，正是我国核电“走出去”的底气所在。

国企主导

核电设备市场以国企为主导。主要因为核级设备的护城河更深。

核安全等级分为四个等级1、2、3、4，其中安全1级对安全重要性最高，依次递减。

核级设备的技术门槛很高。需要有耐辐射、耐高温的特性，同时要具备极高的安全性和可靠性。由于核级设备涉及核安全的问题，核级设备资质发放极为严格。普通民营企业很难拿到资质。而且核级设备供货周期长，回款时间长，对中小企业的现金流压力较大。（都可以对应下图）

在核岛设备市场中，堆内构件、蒸汽发生器、压力容器三类核心设备被国企垄断，以东方电气、中国一重与上海电气为主导。此类设备属于重型机械，对于生产企业的技术和资产要求极高，民营企业很难达标。核岛中的主管道、核级阀门与主泵门槛相对较低，少部分民营企业可进入该领域。但核一级资质审查标准高，民营企业获得资质的数量并不多。

常规岛中的汽轮发电机组、汽水再分离器与冷凝器也属于政府重点监管设备领域，由东方电气、上海电气、哈尔滨电气三家国企垄断。而阀门、凝汽器、水泵等非核心设备民营企业参与度高。

核电辅助设备属于短周期设备。在2015年核三机设备市场化之后，多家民营企业获得设计制造资质，辅助设备领域民营企业参与度高而且竞争较为激烈。

国盛证券详细拆解了“国和一号”（CAP1400）的核心设备研发情况。

“华龙一号”和“国和一号”的三代核电技术完全可以满足国际最高的安全要求，设置了完善的事故预防和缓解措施，安全指标超越了现有三代核电技术要求，都是我国的“国家名片”。

市场规模

和光伏，风电等大热赛道相比，核电设备的市场规模增速就显得平平无奇了。根据头豹研究院的预测，中国核电设备市场将在2025年达到4732亿元，未来五年的年化增长率为3.77%。（下图）

是不是有点小失望呢？我仔细看了相关的计算假设，应该说这个计算过程是比较保守的。

首先他们的关键假设是到2025年，预计中国核电在运装机达7000万千瓦，在建3000万千瓦。同时考虑到核电行业存在回款时间慢的问题，仅用建成机组容量计算市场规模。而最新的规划是建成7000万千瓦，在建5000万千瓦。考虑到现有装机容量只有5000万千瓦，将在建部分完全不考虑会对数据造成比较大的影响。

同时，这个计算也没有考虑到核电“走出去”带来的增量。根据中国电力报预计，在“一带一路”上及其周边有多个国家已经和正在计划发展核电，到2030年新建机组预计将达到107台。这也是一个相当大的增量市场。

可能超预期

核电设备市场和核电机组的FCD台数直接相关。FCD（the first concrete date）是指核电站第一罐混凝土的浇注日期，是一个核电工程的“零点”。标志着前期准备工作结束，核电现场土建工程的正式开工。（下图）

在FCD之后，对于核电设备的现场需求才开始出现。而从我国近年的FCD台数可以看出，短期市场增速并不会太快。毕竟核电站的前期准备工作耗时长达数年，需要在项目FCD审批通过之后才会有业绩释放。（下图）

而且在核电领域，大家已经习惯性保守。毕竟从历史上看，核电的规划基本无法按时按量地完成，项目延期是正常操作。不过彭博社曾放了一颗卫星，说我国计划在未来15年内制造150座新反应堆。如果核电的审批速度高于预期的话，相关企业的市场空间也会打开。（下图）

还有一点，是参与核电设备的企业，一般还有其他主营业务，比如光伏，风电等。而核电站建设是一个长期的过程，订单周期比较长，可以视为一家公司的基本盘。所谓“核电搭台，风光唱戏”。

还有最后一点，就是与核电站相关的内容，国家核安全局的网站上都有很详尽的信息披露。无论是核电项目的核准还是跟踪，大家都可以获得第一手的信息。（上图）

好了，恭喜你完成了本节课的学习，下期我们再见哦～

敲黑板：

提供核电设备的中游企业，正是中国核电从无到有，从弱到强的完美写照。掌握自主知识产权和核心设备的国产化，正是我国核电“走出去”的底气所在。

核电设备市场以国企为主导。主要因为核级设备的护城河更深。

在核岛设备市场中，堆内构件、蒸汽发生器、压力容器三类核心设备被国企垄断，以东方电气、中国一重与上海电气为主导。

“华龙一号”和“国和一号”的三代核电技术完全可以满足国际最高的安全要求，都是我国的“国家名片”。

核电设备市场和核电机组的FCD台数直接相关。

与核电站相关的内容，国家核安全局的网站上都有很详尽的信息披露。

核电投资指南03：中国核电，缺铀

上一讲我们讲了四代核电技术的分类，这一讲我们来看下整个核电产业链有哪些投资机会。

核能发电原理

现在大部分核电站都是利用铀235核裂变所释放出的热能进行烧水发电。

在核裂变过程中，中子撞击铀原子核，发生受控的链式反应，产生热能，生成蒸汽，从而推动汽轮机运转，产生电力。核反应堆是装配核燃料以实现大规模可控制裂变链式反应的装置，是核电站的核心装置。

堆型分类

根据反应堆的堆型，可以分为轻水堆（用普通水为慢化剂和冷却剂），重水堆以及快中子堆，其中轻水堆又可以分为压水堆和沸水堆。

我国从军工堆到民用堆的发展历程中，从来没有发展过沸水堆堆型，没有相关的科研基础和设备制造经验。所以，在我国除了秦山三期是重水堆外，其他的现役核电站都是压水堆。

核电设备分类

核电设备分为核岛、常规岛、BOP（其他辅助设备）。

核岛是整个核电站的核心，负责将核能转化为热能，是核电站中工艺最复杂、投入成本最高的部分。

常规岛利用蒸汽推动汽轮机带动发动机发电。辅助系统（BOP）主要包括数字化控制系统、暖通系统、空冷设备与装卸料机，用于保障核电站平稳运行。

核电站所有具有强放射性的关键设备都安装在核岛内，以便限制放射性物质外溢。设置有多项安全系统，以有效控制核电站及防止辐射扩散。

以主流的压水堆核电站为例。将核能转变为电能分四步，分别通过四个主要设备实现：反应堆将核能转变为热能；蒸汽发生器将一回路高温高压水中的热量传递给二回路的水，使其变成饱和蒸汽，在此只进行热量交换，而不进行能量的转变；汽轮机将饱和蒸汽的热能转变为汽轮机转子高速旋转的机械能；发电机将汽轮机传来的机械能转变为电能。压水堆核电站的核岛中的大型设备主要包括蒸发器、稳压器、主泵等；常规岛主要包括汽轮机组及二回路其他辅助系统，与常规火电厂类似。

核电产业链

出于国家安全的考虑，核电产业链基本由国企主导，民营企业主要参与常规岛设备，辅助设备等领域。

核电产业链上游为生产所需原材料，中游为该岛设备、常规岛设备及辅助设备三类核电设备，下游则是核电站运营，核电站运营是由三家国企垄断。

核燃料

核电站的运行离不开核燃料。核燃料成本是核电发电企业的主要成本之一，占比约为25%。

而核燃料这么刺激的东西在全世界都是被严格管制的。我国是核不扩散条约缔约国之一，受国际原子能机构（IAEA）监督，必须满足核不扩散条约的相关要求。

根据我国对于核燃料行业的管制政策，只有获得国家许可的企业才能从事海外铀产品的采购，其他企业根本没有机会参与。

目前国内获授经营许可及牌照从事天然铀进口及贸易并提供核相关服务的实体只有三家，分别是中国广核集团下属的铀业公司、中核集团下属的原子能公司和国家电投下属的国核铀业发展有限责任公司。国内只有这“铀三家”能去海外买铀矿。

铀矿依赖进口

国内大部分铀矿属于非常规铀，品位低且埋藏深，开采成本非常高。所以现在中国的铀矿资源大部分来源于进口，主要进口国有哈萨克斯坦、纳米比亚、澳大利亚、加拿大、尼日尔和乌兹别克斯坦。

2017年中国铀矿资源对外依存度高达85.9%，远超50%的国际警戒线。

根据标普全球市场财智的数据，2018和2019年全球铀矿产量分别为13710万磅和13500万磅，预计2020年铀矿产量为13030万磅（约59103吨），较2019年有所减少。

2020年，哈萨克斯坦、纳米比亚、澳大利亚、加拿大、和尼日尔是全球铀矿生产的六大国，合计产量约占全球产量的84%，其中哈萨克斯坦一家就超过了40%。

核燃料成本包括购买天然铀、铀转化及浓缩服务、燃料组件加工服务及其他相关服务的成本。

通常，天然铀成本占核燃料成本的一半左右。所以，核燃料的价格及供应情况会受国内及国际政治及经济影响而出现波动。

在福岛核事故之前，国际铀价曾经一度飙升到140美元一磅。

但2011年之后，铀矿价格一落千丈。一直到今年，受益于全球对于碳中和的坚定态度，铀矿价格快速反弹，已经达到2014年以来的最高水平。

而且不但各类投资机构纷纷大买铀矿，就连GME的散户们都嚷嚷着要去抄底铀矿，造核电站了。

铀矿受制于国际市场将会制约中国核电行业的发展。因此我国采取以下手段来解决问题：

一是利用新技术寻找铀矿床；

二是与铀矿资源丰富的国家建立合作项目；

三是投资收购海外铀矿；

四是大力发展第四代核电技术，减少铀资源需求量。

比如港股上市的中广核矿业就在哈萨克斯坦等国家买了不少铀矿，为国买矿。

乏燃料后处理

提起核电站的坏处，大家肯定都能想到核废料。而核废料中最主要，也最危险的就是乏燃料。

核燃料在反应堆内经中子轰击发生链式反应。经过一段时间后，核燃料铀含量降低，无法继续维持链式反应。这时就要从堆内卸出，卸出的燃料被称为乏燃料。乏燃料中含有大量的放射性元素，具有非常强的放射性，需要经过严格的处理程序以保证安全性。

我国在建造核电站领域，毫无疑问已经达到世界领先水平。

但在乏燃料处理方面，还缺乏与之匹配的能力。尤其是随着中国核电产业的规模化发展，核电站乏燃料产生量日益增加。如果不能处理好乏燃料，那么发展核电也就无从谈起了。

乏燃料处理方式基本可分为两种，一种是“开式核燃料循环”，即直接将乏燃料冷却、包装后作为废物送入深地质层处置或长期贮存，最为著名的就是美国的尤卡山核废料处置库。

另一种是“闭式核燃料循环处理”，即将乏燃料送入后处理厂，将铀和钚等有用物质进行分离、回收再利用，之后将废物固化后再深埋或处理。

20世纪80年代我国就确定了核燃料“闭式循环”的技术路线，该技术可大幅提高铀资源的利用率，同时显著减小放射性废物体积并降低其毒性。

我国核电站乏燃料后处理市场需求量巨大。

根据国家能源局估算，一台百万千瓦级压水堆核电站，每年产生的乏燃料约20-25吨。

中国核能行业协会发布的数据显示，随着我国核电建设步入快车道，核电站卸出的乏燃料规模正在不断增长。

所以也有部分上市公司开始进军乏燃料处理领域，比如中核科技，江苏神通等。

好了，恭喜你完成了本节课的学习，下期我们再见哦~

敲黑板：

反应堆的堆型， 可以分为轻水堆，  重水堆以及快中子堆，其中轻水堆又可以分为压水 堆和沸水堆。

核电设备分为核岛、常规岛、 BOP（其他辅助设备）

核电产业链上游为生产所需原材料，中游为核岛设备、常规岛设备及辅助设备三类核 电设备，  下游则是核电站运营，核电站运营是由三家国企垄断 。

核燃料成本是核电发电企业的主要成本之一，占比约为 25%。

我国铀矿资源对外依存度高，远超 50%的国际警戒线。

我国核电站乏燃料后处理市场需求量巨大。

核电投资指南02：中国核电技术全球领先

上一节课我们讲了，核电行业的风险和机会。也明确了，安全是核电行业最重要的事情。考虑到我国核电行业极有可能将会迎来一个建设高峰。我们也很有必要对中国的核电技术有个基本的认识。

核电技术的发展

大家可能都听过一些核电技术的分类。比如华龙一号是三代核电，甘肃的钍基熔盐堆是四代核电。但这些分类又是根据什么来分的呢？

第一代

第一代核电技术主要是20世纪五六十年代修建的试验原型堆，现在已经基本退役。

第二代

第二代核电技术就是现在广泛应用的核电技术，目前全球正在运营的400多座核电站大部分都是第二代核电技术和改进型。

很不幸的是，三次重大核事故都发生第二代核电站身上。事后的研究表明，第二代核电站在设计时，认为发生堆芯熔毁这类严重事故的可能性很小，因此应对严重事故的措施比较薄弱。在切尔诺贝利核事故之后的二代核电站，在安全设计上有了很大提高，也被称为二代半核电站。

第三代

而第三代核电技术与第二代最大的差别，就是第三代核电技术更为安全可靠。

在切尔诺贝利核事故之后，美国和欧洲先后出台了“先进轻水堆用户要求”文件，即URD文件（Utility Requirements Document）和“欧洲用户对轻水堆核电站的要求”；

即EUR文件（European UtilityRequirements Document），进一步明确了预防与缓解严重事故、提高安全可靠的要求。而满足URD或EUR文件的核电机组称为第三代核电机组。

第三代核电站在设计之初就采用简单性、实体隔离、多样性和冗余原则。考虑了最坏情况，可把厂外放射性物质释放的可能性降低几个量级。

以第三代压水堆核电站的两种类型：改进型电厂（如EPR）和非能动型电厂（如AP1000）为例。

改进型的核电厂需要有专门设计的安全系统，有两条相互独立的交流电源。面对各种事故，三十分钟时间内，不需要操纵员的干预。在丧失全部水源后，至少在2小时内不应有燃料损坏；在丧失全部电源的8小时内，燃料没有损坏等。

非能动型的核电厂则是采用重力等作为动力来启动安全系统，在72小时内，不需要操作员干预；严重事故条件下，安全壳有足够的设计裕量；不需要厂外应急计划等。

可以说，在面对地震，海啸，恐怖袭击等天灾人祸时，第三代核电站都能守住安全的底线，绝不会把放射性物质放出安全壳。

由中核集团引进的美国非能动AP1000核电站、中广核集团公司引进的法国EPR核电站以及我国自主研发的国和一号（CAP1400），华龙一号核电站都属于第三代核电站。

第四代

第四代核能系统概念（有别于核电技术或先进反应堆），最早由美国能源部在1999年6月提出。

2000年，美国、法国、日本、英国等核电发达国家组建了“第四代核能系统国际论坛（GIF）ℽ，计划在2030年左右，向市场推出能够解决核能经济性、安全性、废物处理和防止核扩散问题的第四代核能系统（Gen-IV）。

第四代核能系统将满足安全、经济、可持续发展、极少的废物生成、燃料增殖的风险低、防止核扩散等基本要求。

第四代先进核能系统中包括快中子堆、高温气冷堆、超临界水堆、熔盐堆等。

目前我国在高温气冷堆和钍基熔盐堆两条路线投入资源相对较多，相关试验项目进展较快，也引起了资本市场的关注。

核电行业怎么投

听到这里，你应该会有一个疑惑，我又不想当核电工程师，为啥要懂这些。

我们认为核电行业最担心的就是核事故。只有充分了解了核电行业的发展趋势，才能对于核电安全有自己的判断，从而做到心中有数。

从世界范围内看，大量的二代核电站已经快到退役时间了。而退役核电站是一个世界性的难题。

《2018世界核能产业现状报告》指出：“核设施的退役所花费的时间通常比预期要长，在大多数情况下甚至超过了建造和运行时间之和。”

目前全世界只有美国、德国和日本三个国家的19座反应堆完成了退役工作，其中只有10座恢复成绿地（greenfield），即未被开发、没有污染、可用作任何建设用途的土地。

目前已经完成退役的反应堆中，最快的用了6年，而最慢的花了42年。它们大多是小型的展示堆或实验堆。

目前为止，世界上还没有运行了40年的大型商业化核电站完成退役的经验。

大量核电站的退役，会给中国核电带来风险和机遇。

风险在于，大量老龄的核电站超期服役或者退役困难，将对核电行业整体的发展造成负面影响。

同时，核电站的退役需要大量的资金和时间投入，这可能会让人们觉得核电的“隐藏成本”太高。

而中国的核反应堆相对年轻，短期内不会面对退役的问题，但新建的速度可能会受到一定的影响。

机遇则是，大量的核电站批量退役，将带来巨大的电力缺口。

这也是美国重启核电建设的一个理由。毕竟指望光伏风电短期内补上核电的缺，是不太现实的。

中国作为三代核电技术的领先国家，极有可能从中受益。

毕竟，中国核电已经成为国家名片。

核电“走出去”也是国家战略。目前，“华龙一号”已经出口了巴基斯坦，英国，阿根廷等国家。2021年5月华龙一号”海外示范工程卡拉奇K2机组已经开始商业化运行。

三代核电

在三代核电层面，虽然美国，法国等核电强国都有相关的技术，但目前都没有进入商业化运营阶段的三代堆。而我国的三代核电技术，引进了美国西屋的AP1000，法国的ERP，又融会贯通，自主研发了华龙一号，国和一号。AP1000，ERP的全球首堆都在中国，而国内的很多相关企业，也已经成为了三代核电的供应商。可以说，这些企业将从三代核电的高速发展中充分收益。我们需要观察的是，三代核电的核准数，以及企业获取订单的能力。

四代核电

在四代核电层面，虽然钍基熔盐堆和高温气冷堆都已经在实验阶段，但距离技术的完全成熟和投入商业化运营仍有很长的时间。

所以投资方面，还是以概念为主，主要是看市场情绪。但第四代核电对于我国意义重大，尤其是钍基熔盐堆。因为我国的铀矿资源较少，大量依赖进口，但却有着丰富的钍资源。同时钍基熔盐堆内部循环的是熔融盐，而不是水，所以可以广泛应用于内陆地区，同时产生的寿命极长的放射性废料也比传统反应堆少得多。

好了，恭喜你完成了本节课的学习，下期我们再见哦～

敲黑板：

核电技术可以分为一代到四代四种类型。

目前世界主流是二代核电站。

相比于二代核电站，三代核电站在安全性上具备明显优势。

我国的三代核电技术全球领先。

在四代核电方面，我国在高温气冷堆和钍基熔盐堆两条路线投入资源相对较多。

在世界范围内，大量的二代核电站即将退役，这对于中国核电既是风险也是机会。

三代核电看业绩，四代核电炒概念

核电投资指南01：一个争议极大的行业

我来讲一下核电，相信这会是非常有争议的一个系列。

关于核电，有的人视为解决能源问题的终极答案，有的人则视为终将毁灭人类的恶魔。那核电到底是天使还是魔鬼呢？

这个问题每个人都会有自己的判断，我会尽量客观地将行业事实描述给大家。

核电行业的风险

核事故分级

和其他很多行业不同，投资核电行业最大的风险是不可控的，这也是大家必须注意的一点。

核电行业最大的风险就是核事故。而核事故的发生，可以算是黑天鹅事件，是我们无法预测的。

国际原子能机构将核事故分为七级，其中1-3级是事件，4级以上是事故。

三次重大事故

在历史上，发生过三次影响巨大的核事故。

第一次是1979年的美国三哩岛事故，这只是一个5级事故，并未造成严重的后果。但引发了美国民众的恐慌，最后，核工程师出身的卡特总统被迫宣布美国不再修建新的核电站。

而美国在70年代一共修建了100多座核电站，这些核电站大部分至今仍在服役。直到奥巴马任期内，美国才开始重启核电建设。

第二次是1986年的苏联切尔诺贝利核事故，这是一个7级事故，造成了灾难性的后果，也引发了全球性的反核浪潮。关于切尔诺贝利核事故的各种影像资料很丰富，大家可以自行观看，效果更佳。

第三次就是2011年的福岛核事故，由于东电公司的愚蠢决策，这个本来定为5级的核事故直接上升到7级，而且后续问题仍未得到妥善解决。尤其是日本将核污水排放入海这事，仍是悬在核电骨头上的达摩克利斯之剑。

德国弃核

福岛核事故之后，全球的核电建设进入低潮期。比如德国，直接就宣布弃核不用了。2022年德国关闭境内最后一座核电站。

然而直到2020年，核电在德国的电力生产结构中，占比仍达到11.4%。

敢于放弃核电，一方面是德国在可再生能源方面有着足够的积累，另一方面则是德国背靠欧洲大电网，可以随时向法国等周边国家买电。

为了更好地服务客户，法国还在德国边境附近修建了核电站。

我们回顾三次重大核事故，首先，两次7级事故都发生在沸水堆，而早期沸水堆的安全性是弱于现在主流的压水堆，更不要提我国现在大力发展的三代和四代核电了。其次，这些事故当中都有着灾难性的人为操作失误。

核电安全

核电安全来自两个方面，一个是硬件，就是核电站的结构设计。

另一个是软件，也就是后续的运营管理。

根据中国核能行业协会的数据，我国核电始终保持高水平安全运行业绩。从来没发生国际核事件分级（INES）2级及以上运行事件，位居国际先进行列。而且0级偏差和1级异常事件也呈下降趋势。

2017年、2018年和2019年每台机组的平均运行事件数量分别为0.87、0.89和0.64起，低于美国的2.6、2.1和1.7起，也低于法国等许多国家，说明我国核电厂的运行管理水平在持续提高。

核电行业中有个词，叫“邻避效应”。大概意思就是说，建核电站可以，但不要建在我家附近，毕竟，连吃鸡的时候大家都不愿意跳核电站。

不过，在研究了中国核电的软硬件能力之后，我们对于我国的核电安全有着充分的信心。

但投资核电行业最大的风险点，却来自别人建的核电站。

我们对于中国的核电安全有信心，也架不住其他不负责任的国家来捣乱啊。光是日本，就有福岛第一核电站，福岛第二核电站，福井县的文殊堆等一系列烂事让人闹心。

最后再强调一下，核事故是核电行业最大的黑天鹅，地球上任何一次大型核事故，都会给整个核电行业的发展带来巨大的不确定性。

核电行业的确定性

既然投资核电行业存在着如此不可控的风险，为什么我们还要看核电呢？

因为中国的核电行业有着相当高的确定性。

能源结构

首先，从能源结构上看，我国目前7成的电力来源是火电。要想实现“双碳”的目标，必须大力发展清洁能源。

双碳战略的国家顶层设计文件出台，当中提到了“积极安全有序发展核电”和“积极稳妥推进核电余热供暖”。这是今年“政府工作报告”提出“在确保安全的前提下积极有序发展核电”以来，第二次提到“积极安全有序发展核电”。有很多同学喜欢说大A是政策市，那你们还不来积极学习。

核电以我国2.3%的装机容量，发了4.8%的电。

对比其他的清洁能源，核电最大的优势就是靠谱，不会受到天气，季节和环境的影响。

核电站一般换料周期在1年－1.5年，这确保了核电拥有更长的持续运行时间。

2020年核电利用小时数为7453小时，是水电利用小时数的1.9倍，风电利用小时数的3.6倍。

这两年我国的核电更是马力全开。

全国运行核电机组累计发电量为3027.09亿千瓦时，比2020年同期上升了12.11%。与燃煤发电相比，核能发电相当于减少燃烧标准煤8653.29万吨，减排了巨量的温室气体。如果不考虑乏燃料的后续处理，核电就是最清洁的能源。

从能源属性来看，我国的水电资源已经基本开发殆尽。

而风电、光伏具有间歇性的特点，在储能技术还不成熟的情况下。靠谱稳定的核电是替代火电成为基荷能源的第一选择。

政策规划

其次，从政策规划上看，2011年福岛事件之后，我国就暂停了核电站的新建审批，2015年短暂放开，但大家都明白，中国核电要重回高速发展轨道，必须等到三代核电技术成熟。

2020年11月27日，华龙一号的全球首堆，中核集团福清核电5号机组首次并网成功，这标志着中国打破了国外核电技术垄断，正式进入核电技术先进国家行列。

“华龙一号”是中核集团研发设计的具有完全自主知识产权的三代压水堆

。所有核心零部件均已实现国产，国产化率达到85%以上。成为我国核电走向世界的“国家名片”。而国和一号（CAP1400）技术也已经验证成功，正在山东石岛湾建设两台示范机组。

这就是积极背后的底气。

根据中国核能行业协会发布的《中国核能发展报告2021》，自主三代核电会按照每年6-8台的核准节奏，实现规模化批量化发展。

而在2011年福岛之后的近十年内，一共只核准了10台。

预计到2025年，我国核电在运装机7000万千瓦左右，在建约5000万千瓦；

到2030年，核电在运装机容量达到1.2亿千瓦，核电发电量约占全国发电量的8%。

按照一台三代核电200亿投资估算，今后每年我国核电行业将每年增加1200-1600亿的投资额，如果考虑核电出海，这一金额可能更高。

而一个核电站建设周期约为8年。

核准之后，建设周期在4到5年。如果我国核电能够保证每年6-8台的核准节奏，对于产业链公司将有一个长期的业绩驱动。

好了，恭喜你完成了本节课的学习，下期我们再见哦～

氢能行业投资指南05：氢能未来使用方向

这节课是我们氢能篇章的最后一节，我们终于结束了上游的生产环节，来到了应用领域，也就是燃料电池。

当然我们本章节以科普为主，一节课的时间也不可能说遍燃料电池的所有，后续有机会，我们也会出补充课程。

好了，下面欢迎进入本节课，燃料电池。

一、燃料电池

在课的开头，我们先来看下什么是燃料电池？

简单地说，燃料电池主要是个，把燃料（氢气）里的化学能转变为电能的装置。我们这里也找了张装置图，大家可以看看，主要就是把燃料也就是氢气，以及氧气分别送入电池的阳极与阴极，然后通过化学反应产生电流。所以虽然在构造上比较类似于锂电池，但它并不能“储存电能”，反而是个发电机。

燃料电池也有很多的技术路径，往往是根据电解质的名称进行划分。由于目前氢能主要还是应用于重卡、客车等商用车领域，

所以能量密度、转换效率更优的质子交换膜路线成为主流，但如果未来应用场景扩展到储能等领域的话，造价更为便宜的固体氧化物路线也有很大的潜力。

二、质子交换膜

正因为目前的主流还是质子交换膜路线，我们这里也就来拆解下这个路线。首先我们看的是一整张技术路线图，可以看出电堆是整个燃料电池的核心，简单来说，整个燃料电池就是由电堆和其他系统部件组成的，并且电堆的成本占比也很高，大概占到总成本的60%以上。然后电堆里面比较重要的部件，或者说材料有三个，分别是质子交换膜、催化剂、气体扩散层。

我们这里也把电堆具象化地拆分开来，首先要说明的一点，电堆是个重复单元，也就是一个电堆是由多个单体电池以串联的方式组合而成。而在单体电池之间会嵌有密封件，然后再前后压实，用螺杆拴紧形成电堆。

看完了电堆，我们来看下核心的单体电池的构成，在双极板中间的部分被统称为膜电极，这膜电极就是燃料电池发生电化学反应的场所，而它的组成部分也就是我们前面提到的三大核心材料，质子交换膜、催化剂，以及气体扩散层，这三个也是整个电堆最为核心的部分，目前主要还是进口为主，国产膜电极在工艺上还是有些差距。

在膜电极之外便是双极板，它主要的作用是支撑整个机械结构，以及分配气体、排水、导热、导电等等。我们也看到这图里双极板有两种材料，分别是石墨，以及金属，这也代表了双极板的两条路线。石墨耐腐蚀强往往用于商用车领域，金属板体积小、易于规模化生产，更多地被用在乘用车领域。

说完了整个燃料电池的构成，我们来看下相关的企业。首先看一个全景图，这图是由东吴证券归纳的，看不清的可以看下原始研报，这图就比较的全面，从集成到电堆再到膜电极等等都有相应的总结，很建议大家细看下。

因为公司也比较多，我们这里主要就讲下膜电极里的三个核心部件。首先就是质子交换膜，它的关键材料就是全氟磺酸树脂，看这名字就知道了，是典型的氟化工。

说到氟化工，不得不提的就是东岳集团，公司目前也突破了全氟质子交换膜，质子交换膜的一期项目已实现了量产，而国产化后质子交换膜的价格，大概要比进口商品低了40%。

然后便是催化剂，因为质子交换膜的催化剂用到了贵金属，也就是铂金，所以每平方厘米的铂金搭载量就决定了整个燃料电池的价格。

目前来看国产的催化剂每平方米里面需要用到0.4毫克（0.4mg/cm2）的铂金，相比于海外的0.125毫克（0.125mg/cm2）还有着2/3的降本空间，要知道催化剂的成本占到电堆的40%，电堆的成本占到整个燃料电池的60%以上，换言之，催化剂的成本占到整个电池成本的24%左右，这还是个不小的差距，所以我们可以看到国内几家厂商都只是小批量地在生产。

和催化剂相似的是扩散层，由于核心材料碳纸常年被日本的东丽，以及德国的SGL所垄断，所以国内厂商目前也只是小批量生产阶段。

三、总结

最后我们来给本节课做下小结。从应用领域来看，整个氢能最大的场景是商用车，实际上乘用车这个逻辑也有点缺憾，如果在地下车库里自燃，那场景可比现在的新能源车要劲爆得多了，所以点到点的商用车，或许是更好的场景。

也正是因为现在应用场景的限制，主流的燃料电池都采用的是质子交换膜的技术路线。

如果未来储能发展起来，固体氧化物路线也会有很大的发展。所以我们本节课主要介绍的就是最主流的质子交换膜路线。

从构成上来看，质子交换膜主要的部分就是电堆，而电堆里面最为核心的三个材料分别就是，质子交换膜、催化剂，以及气体扩散层，这三者构成了膜电极，也就是电化学反应发生的场所。在膜电极之外是双极板，主要起到一个结构件的功能。从国产化的角度来看，这三个核心材料里，质子交换膜的国产化进度最快，其余两个目前都还在小批量生产的阶段。

氢能行业投资指南04：这几家设备企业具备成长空间

上节课，我们讲了储氢的环节，这节课的内容和上节课息息相关，也就是加氢。为什么说息息相关呢？

因为储氢环节选择的路线，直接对应着加氢环节的技术选择，这个也很好理解，液态的氢和气态的氢在加注环节用到的设备、方式自然是不一样的。

好了，欢迎进入本节课加氢。

一、站内制氢&外供氢

对于加氢站来说，主要有两种技术路线，分别对应着氢的来源。

一种是加氢站本身就具备制氢的能力，称为站内制氢，另一种是必须从外部供应氢能，叫做外供氢。

对于站内制氢来说，这就需要加氢站内自己制氢，然后再加注至燃料电池汽车内，这种方式目前在欧美采用的比较多，国内相对还是比较少，仅有大连新源加氢站和北京永丰加氢站具备站内制氢能力。

这种模式也有个很大的阻力，那就是建在哪里的问题，站内制氢等于是一个小型的化工厂，周围有居民的话肯定不愿意。景顺长城的基金经理杨锐文在路演中就说，如果自己家门口如果有加氢站，肯定会去反对的。

国内普遍使用的还是外供氢的模式，虽说都是外供氢，但还是有些区别。有些供的是液氢，有些运的是高压气罐，这就有很大的不同。液氢这块主要是美国和日本，我国也有所尝试，那就是中科富海和美国的空气产品公司（Air Products）合作的液氢站。

大部分国内加氢站都采用的是高压气罐的形式，我们这里也找来了全国加氢站的分布图，这张图有些许滞后，但明显可以看出广东是氢能普及最好的省份。

前面我们也说了，国内大部分的加氢站，都是采用外供氢里面的高压气氛模式，所以我们这里也拆分下这种模式下的成本结构。

如果除开土建成本，建设一座35兆帕（MPa）、日加氢500kg的固定式加氢站，所需要的平均投资大概在1500万元左右，我们再来看下这1500万元都花在哪里了？从设备的角度来看，压缩机、储氢瓶、加氢系统这三项是最大的支出项，几乎占到了1500万的一半。

而这三台设备也是未来最有可能降本的地方，随着规模化，以及国产化的推进，整个加氢系统还有20%的降本空间，我们这里也分拆了下明细，主要还是设备降本。但要注意的是，这里的数据和前面的不太一样，这里是美元作为货币，前面是人民币，但是降本的空间，也就是比例是一致的，大概20%左右。

二、设备

从加氢站的成本构成可以看出，未来要想大规模地发展，核心设备的国产化是必经之路，我们在这节课的第二部分，也就来聊一聊这些设备。

前面看成本构成时，我们也看到了，成本最高的三台设备分别是压缩机、储氢瓶，以及加氢系统，因为储氢瓶上节课我们说过了，所以这里主要谈两套设备，那就是压缩机和加氢机（系统）。

我们先来讲一下压缩机，压缩机主要的用途是把氢加压注入储氢系统内，我们这里也找来了整个加氢站的工艺流程大家可以参考下。

至于压缩机的样子，大概是这样的。

从技术上来分，压缩机可以分为液压活塞式的和隔膜式的，目前加氢站内广泛使用的便是隔膜式的压缩机，它是依靠隔膜在气缸中，往复的运动来压缩和输送气体的。

为什么加氢站内主流的压缩机都是用的隔膜的呢？

因为把氢气压缩进储氢系统内，需要输出压力以及气密性都很好的设备。普通的工业氢气压缩机无法满足这些条件。但隔膜压缩机真的制作起来也是颇为复杂。首先就是设计压力的问题，其次就是内部阀门，以及传感器等关键零部件依然依赖海外。所以目前全球70%—75%的隔膜加氢机都是采用美国PDC的产品。

我们这里也找来国产设备和PDC设备的对比，可以看出不论是膜片寿命还是可靠性等等，都有不少差距。

我们这里插一句，这个表格最后一列有个成撬商，它比较类似于组装厂，也就是负责把各个不同厂家的配件拾掇在一起。

虽然差距很大，但国产厂商也在努力提升自己产品的竞争力，例如中鼎恒盛，目前已经做到在45兆帕（MPa）级别的氢气压缩机上的国产替代。

此外冰轮环境、北京天高、恒久机械等厂商也在隔膜压缩机领域有所突破。

说完了压缩机，我们来看下加氢机。加氢机主要的任务就是为燃料电池汽车加注氢燃料。它的构造和传统的天然气加注设备并没什么区别，所以在技术难度上是要小于压缩机和储氢瓶的。

虽然整体构造不复杂，但加氢机里的不少零部件也是常年依赖进口，例如加氢枪、流量计、耐氢脆不锈钢管道，以及加氢软管等等。可是这些零部件，依然不是什么大问题，因为目前国内加氢站较少，缺乏规模效应，厂家国产替代的意愿也不是很强，所以一旦国内加氢站普及度上升，这些零部件的国产化也会水到渠成。

国内生产加氢机主要的上市公司有厚普股份，并且厚普不仅局限于加氢设备，还参与到了加氢站EPC的建设上，例如全球最大的北京大兴加氢站等等。

和储氢环节一样，这部分最后我们把加氢这部分的核心公司列了一下，大家可以参考下，更详细的内容大家可以看下东吴的相关研报。

三、总结

最后我们来给本节课做个小结，这堂课我们讲的是加氢环节。

一开始我们讲了加氢站的两种模式，一种是站内自己制氢，另一种则是外供氢源。两种模式都有安全上的隐患，当然站内制氢更严重一些。目前我国主流的加氢站都是采用地外供氢源里的高压气罐模式。从成本方面考量，未来主要的降本空间是在设备上，随着规模化、国产化的推进，整个加氢站的成本有望下降20%。

第二部分，我们讲了两个核心的设备，一个是压缩机，一个是加氢机。压缩机目前的主流都是隔膜式，而国内设备和海外设备还有着较大的差距，未来需要进一步提升产品力。

加氢机的构造相对简单，并且国产化难度较小，而且加氢设备厂商有时还会涉足EPC领域，产生协同效应。

恭喜你完成本节课的学习，下节课我们将进入应用环节，看看燃料电池。

氢能行业投资指南03：两家布局氢能的优质股票

很多人在评价氢能时，都认为主要的瓶颈在于运储环节。实际上也是，因为未来的氢能肯定不止在国家内部流动，而是在国际上流动，例如现在氢能的标杆日本，就大量从澳洲进口氢能，所以对于氢能未来的发展来说，储运这个环节可谓是至关重要的。

一、气、液、固

在说具体产业上的公司之前，我们先来看下目前的三种储运方法，分别是气态储氢、液态储氢，以及固态储氢，这三种正好对应着氢的三种形态。我们大家都知道，氢的常规形态是气态的，这就说明了气态储氢是这三种方式里最简单的，那么液态、固态也就是相对较难的技术路线。

气态储氢

我们这里也找来了三种方式的对比图，虽然字比较多，但理解起来也还是蛮简单的。目前主流的应用是气态，但由于密度的原因，必须用到高压的形式，也就是说这个罐子得用碳纤维来制造，而并不是常规医院里看到的钢瓶。

我们这里也找了张丰田的储氢瓶，大家可以参考下。

比气态的方式更进一步是用液态，实际上液态也是传统能源的传输形式，例如石油。

这里主要有两种方法，我们第一节课时都有所涉及，一个是液氢，一个是有机物，也就是甲醇、液氨等等。

液氢因为成本的原因，目前仅在航天领域应用，还并未衍生到民用阶段，至于有机物，那也是在燃料电池的实验阶段。

比液态密度更大的是固态，但这项技术过于复杂，目前只在海外的潜艇上出现过。

从这三种方式的特点，我们也能看得出来，气态虽然较为成熟，但储氢运氢的体量较小，并且运输半径也较短，所以如果要远距离运氢，或是大体量的话，液态是个不错的选择。当然气态里还有另一种方法，相对来说应用领域也比较广，那就是管道运输。

管道运输虽然成本低、能耗也低，但有个致命的缺陷，那就是初始投入太多。我国目前仅有100公里的输氢管道，而欧洲和美国分别有2500公里，以及1598公里的管道，在这点上，我国是输在了起跑线上。

当然搞基建是我国的强项，建个几万公里的管道也不在话下，但问题是，输氢管道的依据终端的需求，如果以我国目前加氢站（全国160座）的密度的话，很明显大规模铺开管道，经济性并不强。

所以综合来看，对于当下来说，液氢技术，以及储运环节设备的国产化才是重中之重。

二、储氢瓶

对于储运环节的设备来说，第一个核心设备就是储氢瓶。

储氢瓶分为四种，分别用罗马数字里的一、二、三、四标注，这个排序也代表着技术的先进程度。

Ⅰ型储氢瓶，就是我们平时见到的金属瓶（钢），这个自然是成本最低的，但问题是这种方式下，内部压力较小，也就是在相同体积下，无法储存较多的氢气，并且由于较重，使得Ⅰ型瓶只能固定使用，也就是无法车载。

既然Ⅰ型瓶压力较小，那就要给它增压，这就产生了Ⅱ型瓶。它的大致构造和Ⅰ型相似，只是在外部加了由纤维和树脂组成的复合材料，这就增加了整个瓶体的储压上限。但是由于瓶体的结构还是钢，所以整个瓶子还是比较的重，无法车载。

解决重量最简单的方法就是“轻量化”，也就是用铝来代替钢，Ⅲ型储氢瓶也就这么诞生了。至于Ⅳ型，也就是把铝换成了塑料，并且进一步提高储压。实际上现在还有Ⅴ型储氢，也就是无内胆的设计，但该种瓶体主要还是国外在研发，国内尚属空白。具体这几种储氢瓶的对比，大家可以看下红线PPT里的这张图。

说完了几种储氢瓶，我们来点一下几家公司。做得最好的自然是国外的企业，他们普遍具有Ⅳ型储氢瓶，而国内同行还停留在Ⅲ型上。国内的企业值得注意的有三家，分别是中材、天海（京城股份）、以及中集安瑞科。

中材，除了玻纤、隔膜以外，在2008年就布局了储氢瓶，算是国内第一批玩家，并且公司现在已掌握70兆帕（Mpa）储氢瓶的关键技术。

相比于中材是掌握，天海的70兆帕（Mpa）储氢瓶已经通过了产品验证，而天海的母公司就是上市公司京城股份，这也是这轮氢能里最猛的“仔”。

不同于前两家公司都是自研路线，最后一家中集安瑞科（港股）采取的是合作的方式，他的合作对象就是Hexagon，2021年的5月，合作的Ⅳ型储氢瓶项目就已开始了建设。

三、总结

简单地聊完几家储氢瓶的公司后，我们先看下储氢这个环节的重点的公司，大家可以看东吴归纳的这张图。

看完这图后，我们来给本节课做个小结。

这节课我们先介绍了三种储氢方式，分别对应着氢的三种形态。

正是需要把氢气转换形态，所以常规状态下的气态也就是最简单，最成熟的技术，但由于体积的问题，需要借助高压，也就是储氢瓶的。

当然为了降低成本，也可以使用管道，但管道的问题就在于初始投资太大，必须在需求明确的基础上实现，目前有点超前。至于液态，分为液氢和有机物储氢两种方法，从形态来说，液态是最适合大规模、长距离运输的，但目前来看成本上还有些问题，需要进一步的降本。

至于固态，目前还在研发的阶段。

说完了储氢的形式，我们介绍了下关键设备，也就是储氢瓶，目前储氢瓶分为四种，实际上第五种也有，只是还处于海外公司的研发阶段。这四种形态，大家可以理解成升级，每种形态都是为了解决前一种的一些问题，要么是变得更轻、要么是增加储压的上限。

这四种储氢瓶中，国内目前仅掌握到第三种，第四种储氢瓶的技术还得从海外引进。

好了，恭喜你完成本节课的学习，既然储了氢，那下一步就是加氢，下节课我们就学习加氢环节。

敲黑板：

储氢：气、液、固

气态储氢：技术简单、需借助高压、储氢瓶&管道

液态储氢：液氢&有机物，未来长距离、大规模运输的必选

固态储氢：还在研发阶段

储氢瓶：

形态：Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ（国内）、Ⅳ（海外）

公司：中材、天海工业（京城股份）、中集安瑞科（Hexagon）

氢能行业投资指南02：未来的反向绿氢

这堂课我们将正式进入产业的部分，而最开始给大家分享的环节自然是最上游的制氢，好了，欢迎进入本节课制氢。

一、氢源

在上节课里，我们讲了技术进步，是我们目前可以看氢能的很重要一点，其中就提到了绿氢和灰氢，这堂课的一开始，我们就把几种不同的氢源做个分类。

制备过程

目前主要有三种氢源，分别是灰氢、蓝氢，以及绿氢。

灰氢主要是由化石燃料加工生成氢气，而蓝氢是工业副产氢气，或者是在灰氢的基础上，通过碳捕捉的技术来控制碳排放。至于绿氢就是电解水制氢。

这三种方式的最直观的区别就是碳排放，灰氢最多，绿氢最少，蓝氢居中。

除此之外，我们也找了张国信证券的对比图，大家可以参照下。

灰氢虽然技术成熟，成本低廉，但劣势就在于碳排放过多，不符合氢能绿色清洁的初衷，反倒是有点像为了制氢而制氢。

至于蓝氢，如果是工业副产，那很明显就受到地域性的限制。很简单，你得先有化工厂才能副产出氢气，如果是在灰氢的基础上加碳捕捉技术，那成本就有点高。

而绿氢，最理想的方式就是用多余的绿电，但是绿电的问题就是十分的不稳定，频繁的启停设备，也会影响制氢的效率。

看完了对比，我们来量化地看下，这几种方式的成本差异。我们这里主要看下绿氢，也就是电解水法制氢，因为这里的核心是把电转换为氢能，所以电价的高低也就决定了这项技术的成本。因此中信建投这份研报里，绿氢的成本跨度十分的大，其他的制氢方式的成本对比，大家可以参考下这张图。

看完成本，我们来看下目前这三种方式的比例。因为灰氢是最成熟的，所以自然使用的最多，当时绿氢的技术还不成熟，比例就比较低，但就算是现在，绿氢的空间也是很大的。

二、中期选择：工业副产+天然气

虽然长期来看，绿氢肯定是大方向，但中短期来看，由于成本过高，很难形成大规模的应用。这时候碳排相对较低的蓝氢就派上了用场。

但我们前面也说了，蓝氢有个致命的缺陷，那就是地域性限制过强。这里我们找来国信证券的一张图，虽然有四种副产氢气的办法，但涵盖的省份实际上并不多，广大的内陆地区都没有被覆盖。

这时候，就需要一个适用性更强的制氢方法作为补充。那就是天然气制氢。相比于工业副产气，被地理位置所限制，天然气就要灵活得多，这得益我国沿海随处可见的天然气接收站，我们这里也找了中金的统计数据，细节这里就不说了，就看下覆盖的范围，从省份可以看出，基本上所有的沿海地区都有天然气接收站。并且按照一立方米天然气，生成2.5立方米的氢气来换算的话，产能空间也要远大于工业副产料。

但我们要注意，如果单单是用天然气制取氢气那就属于是灰氢，必须加上碳捕捉和封存技术才能减少碳排，变成蓝氢。

因此CCUS装置就变成了无法省去的费用，但由于该成本毕竟是个固定成本，并且随着科技的进步还有进一步减少的可能，所以如果氢气的需求足够大的话，天然气就成为必选项。

至于国内的碳捕集企业，由于整个行业都处于起步的阶段，所以大多企业都未上市，还在探索商业模式的阶段，我们这里截取了下报告的截图，大家有兴趣可以看下相关的报告。

在蓝氢这部分的最后，我们也来说下工业副产氢气的企业，我们这里参考下网络上的信源，把相关公司的市值，以及年产能列在这里，由于市值是动态的，大家主要看下产能就可以。

三、未来方向：绿氢

说完了中期的选择，我们也来看下未来的方向也就是绿氢的部分。首先我们来看下海外机构的预测图，里面可以看出虽然现在蓝氢的产能远大于绿氢，但未来氢能的主力军仍然是碳排更少的绿氢。

说到绿氢，那最为重要的点就变成了电解槽。

目前来看由于电解质的不同，主要有三种电解槽，这三种也对应着不同的技术路线，最为成熟的就是碱型电解槽。

顾名思义，它是通过直流电，把碱性液体，电解为氢气和氧气，然后再从阴极和阳极中析出，制得氢气。这种方法虽然成熟，但也有着自己的弊端，那就是碱性液体容易与空气中的二氧化碳反应，生成无法溶解的碳酸盐，这就导致图中红色的多孔催化层发生堵塞，降低电解槽的性能。

另外这种方法由于启动的准备时长较久，不太适用于具有间歇性特点的可再生能源。并且这种方法由于相对成熟，设备端的降本空间不大，未来的降本空间主要在可再生能源上，例如光伏的度电成本持续的下降。

所以对于碱性电解槽来说电耗成本是最大的一笔支出。

既然碱性电解槽的问题在于碱性液体，以及无法适配可再生能源，那有没有另一种方法解决这两个问题呢？

答案就是PEM电解槽，也就是质子交换膜。这种制氢方式，不存在污染，并且启停更加自由，容易适应可再生能源。

但这东西的缺点就在于设备太贵了，相同功效设备的造价几乎是碱性电解槽的4倍（3000万VS 850万），这也就导致PEM法，折旧成本很高。所以，如果说碱性电解槽的降本主要是在电耗上，那PEM法主要就是在设备上寻找方法。

第三种电解槽，目前主要在实验室的阶段，所以我们这里也就不细讲了。最后我们来看下涉及电解槽的企业。国内碱性电解槽主要的玩家包括中船重工718所，苏州竞立，以及天津大陆等，此外光伏、以及化工龙头很多都选择了跨界电解槽，比较有名的像隆基、宝丰等，我们也列在了下面，大家可以参考下。

四、总结

说完了绿氢的电解槽，我们来给本节课做个小结。

从氢源来看，目前的制氢方法主要分为三种，分别是灰氢、蓝氢，以及绿氢。这里面绿氢的碳排最低，所以最符合氢能清洁这个大目标。但又因为目前可再生能源的成本还是较贵，绿氢的普及并不高。

目前来看还是蓝氢里的工业副产氢气最为现实。但是工业副产有两个问题，一是产量较少，二是地域受限，这时候就需要天然气制氢作为补充，但传统的天然气制氢实际上是灰氢，为了降低碳排，还得加上碳捕捉设备才行。

至于绿氢，我们主要看的是电解槽。

目前主流的电解槽是碱性电解槽，但由于碱性电解液容易和二氧化碳反应，以及不太适应可再生能源的波段性，PEM电解槽或许是未来更好的方向。

但是PEM目前还没大规模商业化，导致设备奇贵，不具有经济性，未来还需要大幅降本才行。

好了，恭喜你完成本节课的学习，下节课我们将进入储氢环节的学习。

敲黑板：

氢源：灰氢、蓝氢、绿氢

碳排：灰氢＞蓝氢＞绿氢

成本：灰氢＜蓝氢＜绿氢

蓝氢：工业副产，天然气+CCUS

绿氢（降本方向）：碱性电解槽（电耗），PEM电解槽（设备）

氢能行业投资指南01：氢能不是能源

1869年，化学家门捷列夫发布了全世界上第一张元素周期表。

这张困扰无数初中生的表格，实际上是把当时已知的63种元素，按照原子个数排列，再把具有相似化学性质的元素放在同一列中，形成“族”。

而这张表中的首位正是我们这节课的主角，氢。

从氢登上元素周期表首位时，人类就开始了对氢元素的开发和利用。并且由于氢元素本身不含碳，最终产物为水，无污染，再加上热值高（约为汽油的三倍），等优点，被很多人视为终极能源载体，所以我们也选择在年后，和大家一起探索下氢能源的秘密。

在课的一开始，我照例还是先来看下，氢能行业的架构。这张图我们摘自民生，实际上在各家券商的研报里，氢能产业的结构都是差不多的，所以大家统一看这张就行。氢能的上游，主要是制氢、储氢，以及加氢，而在中游，由于氢能目前最大的应用还是在燃料电池领域，也就是替代锂电的部分市场，所以我们中游看的都是燃料电池的部分，至于氢能的下游应用，那就比较广泛，交运、储能都有涉及。

而对于我们课程来说，主要是聚焦在主产业链上，也就是上中游，下游的部分本节系列课我们还不涉及。这里，我们也简单地介绍系列课后面的内容，很简单，分为四块制氢、储氢、加氢，以及燃料电池。

一、氢能是什么

提到氢能，日本是个绕不过去的国家，作为锂电、氢能二择中的失败一方，日本这么多年来一直被人诟病。

当然，日本选择氢能也有着客观的原因，那就是日本资源相对匮乏。众所周知日本地震较多，这一点就很局限风能的发挥，刚建好的设备，没两年就被震没了，这换哪个运营商都吃不消。

另外，虽然日本四面环海，但这个海是深海，不像北欧是浅海，这就导致了海风也很难发展。所以为什么日本要绑定氢能，主要还是地理位置的局限性。

理清日本与氢的关系后，我们再回到氢能源的本质上。虽然我们都叫氢能，但氢本身只是个能源载体，并不是能源本身。

这一点我们从氢能的制备上就可以看得出来，氢能的制备更多是个能量转换的过程，一般是把光、风、煤等能量，转换为氢，再储存到碳纤维的罐子里，然后再使用。因此，我们认为，氢能与风光大不相同，它不创造能源，反而更像是储能。

前面我们提到，氢被制备出来后，是放在一个碳纤维的罐子里，这就决定了氢的一大特性，灵活。传统的电化学储能，位置往往是固定的，例如建在风电场，或是光伏电站边上，多余的电就储存起来，要用的时候再拿出来。

但氢能不同，你完全可以在西部电力便宜的地方，把电转换为氢气，然后将其液化后（液氢），运输到长三角或珠三角等高电价地区来用，正是因为氢能可以跨区域调配，所以这就相当于是把低电价区域的弃电，转换为高电价区域的工商业用电。而这正是氢能在商业模式上区别于锂电储能的关键。

二、为什么看氢能

介绍完氢能的本质是能源的载体后，我们来看下，为什么要在现在这个时间点看氢能？

我找了德勤写的一份氢能报告，其中的总结，我们觉得概括性很强。第一个点是技术方面，随着风光逐年的降本，绿氢（用绿色能源生产氢能）的成本已经在可接受范围内，不需要像以往一样，用灰氢（化石能源生产氢能）。第二点也就是政府的大力推动。

我们这里找了民生证券的一份研报，里面列数了近几年来我国在氢能产业上的政策变化，从2016年明确提出氢能这个概念，再到2021年提出加快氢能技术的发展，可以看出这么多年来政策一直在扶持这个产业。

有关具体的产业政策大家可以暂停下，看这张表。所以无论是从技术上，还是政策上，现阶段我们都有很多的理由去关注氢能。

三、储氢技术路径

说完了，为什么要在现在这个阶段看氢能后，我们最后来看下，这个行业究竟应该怎么看？

氢能作为一个新兴行业，所积累下来的方法论也不多，我们主要是通过对各个环节进行拆分，然后梳理出行业的脉络。但我们前面也说了，整个产业链在划分方面，没有什么异议，都是分为制氢、储氢、加氢，以及用氢，这四个环节，但是在储运这个环节里，还是有技术路线之分。我们这里主要就来说下这些技术路线。

众所周知，氢是元素周期表里最小的一个元素，它的密度很小，所以如果按公斤来算，氢气确实是能量密度最高的，但我们平时用作燃料电池，或是储能都是按体积算，也就是每立方米，这样的话，氢气的能量密度就毫无优势。

所以，对于储运来说，这就得加压。我们前面提到的，液化然后变成液氢，正是一种加压的方式，但是生成液氢，本身是个很耗能的过程，需要零下225度（-225°）才可以制得。

甲醇储氢

所以很多学者都在想，如何用低成本的方式完成氢气的储运，而这个方式就是我们前面所说的技术路线。有学者认为，把氢气加碳合成为甲醇，然后实现储运。

这中间的代表人物就是澳大利亚国家工程院外籍院士刘科，他还做了一个名为《碳中和误区及其现实路径》的演讲，其中就讲了甲醇储氢这条技术路线，有兴趣的朋友可以找一下看看。

氨气储氢

当然除了甲醇这条路线外，还有学者认为应该制止氨，也就是氢气加氮气。为什么要用氨气？

第一点，它非常容易液化，零下33度（-33°）或是常温下十个大气压，就可以将其液化，对比一下我们前面提到的液氢，液氨明显更有经济性。

第二点就是氨气本身也是一种清洁能源，这从他的构成就可以看出，与氧反应后，生产水和氮气，而大气中78%都是氮气，很明显，氮气也是无污染的。除了清洁以外，液氨的能量密度也很高，大概是液氢的1.5倍左右。

所以总的来说，现在在储氢方面的技术路线可谓多点开花，有用化学合成，例如转换为甲醇、液氨的，也有在天然气管道里加两成氢气，然后分离的。我们这里也用了瑞银的一张图来概括下。

四、总结

最后我们来给本节课做个小结，本节课为氢能行业课的第一节，我们一开始介绍了下课程架构，主要是四个部分，分别是制氢、储氢、加氢，以及用氢。

接着我们说了下日本与氢能之间的关系，由于日本的地理位置所限，所以日本等于是被动选择了氢能。然后我们说了下氢能的本质，有别于大部分人的认知，氢能实际上不是能源，而是一种能源载体，他是得通过别的能量转换得来，所以从形式上更像是储能。

此外我们会选择在这个时间段看氢能，主要是因为技术和政策两方面的因素，逐年的降本之下，绿氢已初步具有经济性，而政策的扶持，也相当于是给行业托了个底。而对于怎么看氢能，我们会分环节来研究，第一节课主要是介绍了下储氢中的几个技术环节，第一个是用甲醇储氢，第二个则是液氨。

恭喜你，完成了本节课，下节课我们将正式进入产业的部分，开始氢能的学习。

敲黑板：

课程架构：制氢、储氢、加氢、用氢

日本与氢：地理位置所限，风光发展不易

氢能本质：储能

为什么看氢能：技术（绿氢）+政策

储氢技术路径：甲醇、氨气

锂电材料投资指南05：最好的赛道是隔膜

上节课的末尾，我们提到隔膜环节是锂电上游中格局最好的环节，当然这种说法肯定不是我们首创的。兴业证券的电新团队，在5月底发布的行业中报中，也阐述了相似的看法，他们认为，“隔膜是动力电池中游，最强的赛道”。

一、什么是隔膜

第一节课时，我们曾简单地介绍过隔膜的作用。

1.产品

这堂课，我们就抛开作用，先从产品说起，隔膜主要是有两层膜，一个是基膜，另一个是涂覆膜（右图）。基膜在功能上已经比较完整了，而涂覆膜，主要是为了改善电池的性能，例如增加基膜的热稳定性。

干法VS湿法

看过了产品后，我们来看下，隔膜的两种工艺上，干法和湿法。我们可以看下面这张，由华泰证券总结的两种工艺的对比图。不难看出，湿法工艺，在均匀性和透气率上较高，在厚度上也较薄，可以说在性能指标上，处于全面的领先。

事实上也是，除了热稳定性和价格外，湿法几乎全面碾压干法，但热稳定性差这个缺点，也可以通过涂覆膜来解决，所以湿法逐渐成了主流。

根据高工产研（GGII）的调研数据，湿法隔膜的出货量占比为72.6%，可谓绝对的主流了。

虽然湿法由于性能上的优势逐渐成了主流，但比亚迪为代表的刀片电池的兴起，使的干法工艺重回大家的视野。在传统印象中，干法更适合磷酸铁锂，湿法更适用三元。

那为什么会有这样的区别呢？

这还得从两块电池的成本说起。前面我们说过，三元电池的成本更为昂贵，如果隔膜的厚度越薄，就能预留出更多的空间，来容纳其他活性材料，这对于成本更高的三元电池来说，还是比较有性价比的。所以更适应薄型化的湿法也就成为三元的首选。

实际上这两种路线并没有严格的技术界限，因为部分三元厂商也会采用干法的，有些磷酸铁锂厂商也用到了湿法。具体还得看电池厂商的技术体系。

但总的来说，随着储能等领域的拓宽，磷酸铁锂的需求也在不断攀升（右图），而成本更低的干法，也会迎来属于自己的机会。

二、最强赛道

简单的介绍了目前主流的湿法工艺后，我们来看下这个行业的格局。

隔膜这个行业本质上属于精细化工，是资本密集、技术密集型的行业。

我们先来看资本密集：

根据兴业证券的测算，在四大细分材料中，隔膜是单位亿瓦时（字幕写这个，GWh，亿瓦时只是方便念），资本开支第二高的，仅次于正极材料。并且隔膜环节的折旧成本占到总成本的17%，高于其他细分赛道。

第一个资本开支较高，意味着准入门槛也较高，毕竟你要花的钱更多了。而第二个折旧占生产成本的比重较大，意味着产能利用率的高低将显著影响公司的盈利水平，换句话来说，那就是经营门槛也较高。

技术密集

说完了钱上的门槛，我们来看下技术上的壁垒，简单来说就是设备厂商不愿意扩产，这导致隔膜的产能没办法快速释放，供给端受到了压制，并且由于扩产周期也较长（2年），容易造成供需错配。

目前来看，生产隔膜的设备，由于技术壁垒较高，普遍被日本和德国的企业所垄断，并且海外公司不愿意扩产，导致行业的产能无法快速释放。

具体来看，行业龙头恩捷在锁定了全部制钢所，以及部分东芝的产能，其他龙头企业也是这样，这就导致其余玩家没有能力扩充产线。全行业的供给也就相对有限。

所以，综合，资本和技术这两方面的壁垒，整个隔膜环节，在未来的两年间，供给的增长相对有限。增长有限，需求还逐年增大，自然就造出了中游最强赛道。我们下面把中泰研究所测算的，全球隔膜供需情况放在下面，大家可以参考下。

三、锂电梳理

在这堂课的最后，我们把锂电的产业链梳理了下。首先还是看下动力电池的全产业图，我们这节系列课主要聚焦于材料这一部分，然后便是行业内的一些关键词，大家可以回忆下前面几节课，加深下印象。

回忆了大概的概念后，我们来看下产业链上的相关公司，实际上在前几节课的配图中，我们均有涉及。

最后我们来说下时代的背景，整个锂电行业的兴起，和中国材料企业在降本增效上所做的努力分不开。

因此虽然今年各大材料都嚷嚷着要“涨价”，但“降本提效”仍然是永恒的主题，所以选对路线，再扩产才是王道，一旦技术上被“证伪”，庞大的产能反而会成为负担。

恭喜你，完成锂电材料的学习，因为内容确实十分多，很多关于行业最前沿的数据，我们都贴在图中，来不及细讲，大家可以翻阅下配图，尤其是扩产情况，会在后续的交流中和大家分享。

锂电材料投资指南05：最好的赛道是隔膜

上节课的末尾，我们提到隔膜环节是锂电上游中格局最好的环节，当然这种说法肯定不是我们首创的。兴业证券的电新团队，在5月底发布的行业中报中，也阐述了相似的看法，他们认为，“隔膜是动力电池中游，最强的赛道”。

一、什么是隔膜

第一节课时，我们曾简单地介绍过隔膜的作用。

1.产品

这堂课，我们就抛开作用，先从产品说起，隔膜主要是有两层膜，一个是基膜，另一个是涂覆膜（右图）。基膜在功能上已经比较完整了，而涂覆膜，主要是为了改善电池的性能，例如增加基膜的热稳定性。

干法VS湿法

看过了产品后，我们来看下，隔膜的两种工艺上，干法和湿法。我们可以看下面这张，由华泰证券总结的两种工艺的对比图。不难看出，湿法工艺，在均匀性和透气率上较高，在厚度上也较薄，可以说在性能指标上，处于全面的领先。

事实上也是，除了热稳定性和价格外，湿法几乎全面碾压干法，但热稳定性差这个缺点，也可以通过涂覆膜来解决，所以湿法逐渐成了主流。

根据高工产研（GGII）的调研数据，湿法隔膜的出货量占比为72.6%，可谓绝对的主流了。

虽然湿法由于性能上的优势逐渐成了主流，但比亚迪为代表的刀片电池的兴起，使的干法工艺重回大家的视野。在传统印象中，干法更适合磷酸铁锂，湿法更适用三元。

那为什么会有这样的区别呢？

这还得从两块电池的成本说起。前面我们说过，三元电池的成本更为昂贵，如果隔膜的厚度越薄，就能预留出更多的空间，来容纳其他活性材料，这对于成本更高的三元电池来说，还是比较有性价比的。所以更适应薄型化的湿法也就成为三元的首选。

实际上这两种路线并没有严格的技术界限，因为部分三元厂商也会采用干法的，有些磷酸铁锂厂商也用到了湿法。具体还得看电池厂商的技术体系。

但总的来说，随着储能等领域的拓宽，磷酸铁锂的需求也在不断攀升（右图），而成本更低的干法，也会迎来属于自己的机会。

二、最强赛道

简单的介绍了目前主流的湿法工艺后，我们来看下这个行业的格局。

隔膜这个行业本质上属于精细化工，是资本密集、技术密集型的行业。

我们先来看资本密集：

根据兴业证券的测算，在四大细分材料中，隔膜是单位亿瓦时（字幕写这个，GWh，亿瓦时只是方便念），资本开支第二高的，仅次于正极材料。并且隔膜环节的折旧成本占到总成本的17%，高于其他细分赛道。

第一个资本开支较高，意味着准入门槛也较高，毕竟你要花的钱更多了。而第二个折旧占生产成本的比重较大，意味着产能利用率的高低将显著影响公司的盈利水平，换句话来说，那就是经营门槛也较高。

技术密集

说完了钱上的门槛，我们来看下技术上的壁垒，简单来说就是设备厂商不愿意扩产，这导致隔膜的产能没办法快速释放，供给端受到了压制，并且由于扩产周期也较长（2年），容易造成供需错配。

目前来看，生产隔膜的设备，由于技术壁垒较高，普遍被日本和德国的企业所垄断，并且海外公司不愿意扩产，导致行业的产能无法快速释放。

具体来看，行业龙头恩捷在锁定了全部制钢所，以及部分东芝的产能，其他龙头企业也是这样，这就导致其余玩家没有能力扩充产线。全行业的供给也就相对有限。

所以，综合，资本和技术这两方面的壁垒，整个隔膜环节，在未来的两年间，供给的增长相对有限。增长有限，需求还逐年增大，自然就造出了中游最强赛道。我们下面把中泰研究所测算的，全球隔膜供需情况放在下面，大家可以参考下。

三、锂电梳理

在这堂课的最后，我们把锂电的产业链梳理了下。首先还是看下动力电池的全产业图，我们这节系列课主要聚焦于材料这一部分，然后便是行业内的一些关键词，大家可以回忆下前面几节课，加深下印象。

回忆了大概的概念后，我们来看下产业链上的相关公司，实际上在前几节课的配图中，我们均有涉及。

最后我们来说下时代的背景，整个锂电行业的兴起，和中国材料企业在降本增效上所做的努力分不开。

因此虽然今年各大材料都嚷嚷着要“涨价”，但“降本提效”仍然是永恒的主题，所以选对路线，再扩产才是王道，一旦技术上被“证伪”，庞大的产能反而会成为负担。

恭喜你，完成锂电材料的学习，因为内容确实十分多，很多关于行业最前沿的数据，我们都贴在图中，来不及细讲，大家可以翻阅下配图，尤其是扩产情况，会在后续的交流中和大家分享。

锂电材料投资指南04：弹性最大的电解液

一、什么是电解液

第一节课时，我们提过，电解液主要的作用，是作为锂离子迁移时的载体，用来保证锂离子在正负极之间的正常传输。

要完成上述的功能，电解液就必须有三个部分，分别是：用来提供锂离子的溶质、提供锂离子传输介质的溶剂，以及少量使用、改善性能的添加剂。

因此我们也看到，电解液综合成本大体也是由上述三个部分构成，其中溶质，也就是我们常说的6F，占到了综合成本的51%，而溶剂是19%，添加剂则是16%。

正是这三部分各司其职，所以在研究时也会分门别类，具体内容具体分析。

因为电解液环节有较多的专有名词，所以我们在介绍行业之前，先把相关的名词，以及路线汇总，大家可以暂停下，看下这张表，这样可以减少后续课程的认知障碍。

看完了汇总表，我们再挑些比较重要的部分，细讲下，主要是产业趋势。

首先是溶剂，为了配合高镍三元正极，未来的溶剂中，会用到更多的碳酸甲乙酯，也就是EMC。因为这样构建出的体系，更为安全，也会有更好的循环寿命。

接着我们看下溶质的部分，最常见也是最重要的溶质便是六氟磷酸锂（LiPF6），也就是常说的6F。

虽然它在性价比、安全性能等方面表现优异，但它也有缺点，那就是抗热性和抗水性较差。80°C以上，便会分解，并释放出有害气体——氟化氢。所以业内也想着用新型锂盐对其进行替代，那就是我们后面会提到的双氟（LiFSI）。

二、周期为王的扩产洪流

说完了一些电解液的一些产业趋势，我们进入行业的部分，看看这一年行业发生了哪些变化。

1.双强格局下的溶剂

首先我们来看下溶剂，全行业的新增产能比较有限，因为新进入者，奥克、新宙邦产能较为有限，而煤化工企业所生产的产成品，主要集中在前端的工业级DMC，还需后续加工成电池级DMC。关于更为具体的扩产情况，大家可以看下面这张由东方证券，整理的图表。

总的来说，按照东方证券的定义，行业格局将由石大胜华一家独大转变为“石大、海科双雄，电解液企业部分自给”的模式。

扩产10万吨看起来很多，但由于电解液溶剂制备存在先后顺序，较为后端的EMC和DEC等产品，由于工艺难度较高，所以目前来看它们的格局还是比较优异的。

6F的扩产大戏

说完了溶剂，我们来看下溶质。我们从，这些年来，溶质也就是6F和电解液之间的价格对比可以看出，溶质的波动比终端的电解液来得要大，并且呈现明显的正交关系，大家看这张图，红线代表的是6F，在波动上，明显比黄线代表的电解液要大，并且两条线之间也是正相关。

既然有了这些年的规律作为铺垫，那2021年的电解液的行情也就是可以理解的。从2021年初到2021年5月，电解液的价格从，3万/吨一路涨至7万/吨，6F的价格更是从8万/吨涨至35w/吨。

6F的涨价斜率远高于电解液，是因为这个行业存在着供需缺口，而这个缺口并非终端的电解液，而是6F，以及添加剂VC。

所以大家可以很容易想明白这样一个逻辑，那就是6F涨价斜率远大于终端的电解液，必然导致两者之间的价差在不断地缩小。而那些只生产电解液，没有布局6F的企业，他们的盈利能力可就大打折扣，相反规划6F产能较多的企业，他们在盈利上的弹性也是巨大的。

这就点出了行业的一个要点，那就是现阶段来说，6F的重要性远大于终端的电解液。而具体的行业内企业布局6F的情况，大家可以看下面这张图，更为详细的内容，大家可以翻阅东方证券的相关研报。

有钱也买不到的VC

对于添加剂赛道来说，目前VC的缺口是最大的，一方面是终端需求的大幅增加，另一方面也是近几年来，铁锂电池的配方改变，大量使用VC造成的。这样的情况也造成一个很戏剧性的局面，那就是如果没有长约，就算有钱也买不到VC。

照例，我们把相关企业的扩产情况，以及近年来VC的产量，贴在下面，大家可以参考下。

三、双氟的崛起

说完了行业的格局，大家可能都有所感受，那就是几个细分领域都在涨价。

也正是因为涨价，所以下一代高成本的新型锂盐就显得可行性更高了。现阶段来看，这个新型锂盐就是我们前面提到的双氟（LiFSI）。

当然根据业内人士的记述，双氟并非对6F的替代，而是一种补充，主要是为了增强原有的性能。

而根据天赐的相关交流纪要，如果看整个电池行业，未来双氟的添加比例大概在20%左右，在三元中则是30%，这一点，要高于研报中常提到的10%。

不仅是针对目前的电解液配方，在双氟的技术储备中，很多公司都针对下一代的电池材料进行了优化，比如我们前面提到的碳硅负极、高镍三元，甚至是固态和半固态电池。所以双氟大概率可以适配下一代的锂电材料体系，未来的应用也不成问题。

在双氟的最后，我们也来看下各家企业的扩产计划，大家可以看下面这张图。

四、总结

最后我们来做下总结，电解液主要由三部分组成，分别是溶质、溶剂和添加剂。虽然三个细分部分的主旋律都是涨价，但各有各的不同，溶剂的扩产虽然很多，但细究到高镍应用较广的EMC上，那可能就不太多了。

而溶质，也就是6F是今年涨价之王，相关企业也都有成倍扩张的计划，盈利端弹性巨大，而VC的缺口也十分的巨大。

对于下一代锂盐来说，双氟是目前行业的首选，并且双氟的添加比例各方观点也不太一样，目前很多研报中都提到只有10%，而业内人士说，如果算上所有电池的电解液，双氟的占比可以达到20%，

如果只看现在流行的三元，这个比例更是高达30%。

恭喜大家完成电解液的课程，下节课我们将迎来格局最好的隔膜环节，同时我们也会对整个产业链进行简单的梳理。

敲黑板：

电解液：溶质（提供锂离子）、溶剂（提供锂离子传输介质）、添加剂（少量使用、改善性能）

溶剂：工业DMC易扩，EMC难扩

溶质：盈利端弹性最大，扩产也最多

添加剂：有钱难买VC

下一代锂盐：双氟，三元中的比例可以达到30%

锂电材料投资指南03：负极材料的主流选择

上节课我们介绍了正极材料，以及最有发展潜力的高镍正极，这堂课我们就沿着产业链，学习下负极材料。

一、什么是负极

和上节课一样，我们先来简单了解下什么是负极？

负极材料主要的作用是储存和释放能量。从价格上来看，它比正极材料便宜得多。

从制作流程上看，它是由活性物质，以及其他材料，制成胶合剂后，涂抹在铜箔的两侧，然后再经过干燥、滚压制得。而负极材料，可以按照，所用的活性物质的不同，分为碳材和非碳材，这两大类，更详细地分类，大家可以看这张图，第一节课时这张图也出现过。

第一节课时，我们也提过负极材料的路线，虽然有很多，但最终的产品却十分的单一，绝对的主流便是人造石墨。

人造石墨的出货量约为30.7万吨，占到负极材料的84%。

二、满产的背后

1.满产满销

简单地介绍完负极材料后，我们进入行业的部分。

过去几年由于下流环节的高景气度，负极材料的产量从2020年8月开始，便在不断的攀升之中，到了2021年的3月，相关企业的产能利用率甚至超过了100%，部分厂家在不得已之下，甚至开始寻找外协代工，来摆脱产能的桎梏。

石墨化能力的缺失

在说石墨化产能前，我们先来看下，制作负极材料的工序？

从工序上讲，制造一个合格的负极材料，主要分为以下几步，分别是：原料预处理、混料、造粒、石墨化、筛分等。其中，造粒、石墨化这两个环节，技术壁垒较高，是负极厂家的核心竞争力。

不仅是技术壁垒较高，石墨化加工的费用，也是十分的庞大。如果把负极成本进行拆分，可以发现，石墨化加工这个环节，占到了总成本的50%，甚至比原材料的成本还高，是最主要的成本项。

因此啊，对于一家负极材料公司来说，布局石墨化，不仅是技术的体现，也是对未来的保障。因为未来企业想要大规模扩产负极，必须打通石墨化的瓶颈，这样才能达到成本的优化。

比如2021年，表面上看行业供给不足，缺少负极材料的产能，实际上，行业最缺的是石墨化，这一环节的产能。

当然，这点主流的负极厂商也都看到了，所以近年来，他们纷纷布局石墨化，外协石墨化的占比也在逐渐降低。所以我们看一家负极厂商的扩产情况，并不仅仅要看最终的产能，也要关注石墨化的扩产情况。

虽然石墨化炉稀缺，但目前来看，想要扩产也不容易，因为石墨化是高耗能项目，占用能源指标，所以审批也在减缓。正是由于审批较为困难，所以那些早早拿到指标，石墨化比例较高的公司，将占到行业的先机。

三、新型负极材料

虽然人造石墨优秀的循环性能，使其在动力电池上，实现了大规模的应用。但行业内部人士也没放弃对下一代负极材料的探索。目前来看，最有可能成为下一代负极材料的是硅碳负极。

硅碳负极，顾名思义，就是运用掺杂的手段，从原先的纯碳负极（石墨）转到掺硅的负极。

他最大的优势就是能量密度较高，目前的人造石墨负极，最高的比容量能做到约370毫安时每克（单位mAh/g)，而硅碳负极理论上可以做到4200毫安时每克（单位mAh/g)，这样便可以大幅增加续航里程。（比容量：单位体积的电池或活性物质所能放出的电量）

硅碳负极有两条技术路线，一种是，在碳负极中掺氧化亚硅，另一种是掺纯硅。目前，特斯拉已采用氧化亚硅这条路线，但是实际效果（对续航的提升）并不是特别的理想，所以业内，普遍在尝试另一种技术路线，那就是掺纯硅。

虽然掺纯硅，可以得到更高的比容量，但目前来看，技术还不是十分的稳定，各家企业也都处在中试线的阶段，并未进入大规模量产的阶段。我们以负极行业龙头，璞泰来为例，硅碳负极等路线都有储备，但还在持续的优化。

四、总结

说完下一代的负极技术路线，我们来给本节课做个总结。

负极材料主要是起到储存释放电能的作用，它得单价比正极材料来得要低，目前的主流路线是人造石墨。

从行业格局来看，由于缺少石墨化的能力，所以这两年来，负极材料一直供不应求。而石墨化由于壁垒较高，以及高耗能，近年来想要扩张颇为不易，这也就一定程度上，限制了行业的供给。所以在负极这个行业，我们不仅要关注负极材料的扩产，还要关注石墨化产能的扩张。

对于下一代负极材料来说，目前行业内的共识是通过掺杂的手法，掺入氧化亚硅或者纯硅，形成能量密度更高的负极材料，但目前也还处于中试阶段，大家可以关注下相关的进展。

恭喜你，完成了负极材料课程的学习，下一堂课，我们来到锂电池中弹性最大，周期性最强的细分赛道，电解液。

敲黑板：

负极：单价低于正极、人造石墨为主流

行业现状：石墨化与负极产能存在缺口

关注：具有石墨化能力的一体化厂商

新型材料：碳硅负极

锂电材料投资指南02：两家代表性公司

上节课我们对整个锂电产业链进行了梳理，这节课我们正式进入锂电的第一个原材料，那就是正极材料。

一、什么是正极

一开始，我们先简单地介绍下正极材料。

第一节课时，我们提过正极是锂电的核心，他直接影响了锂电的能量密度、电压、使用寿命以及安全性等，同时也是成本最高的细分部分。所以，很多锂电池往往会用正极材料，来命名。

1.四种材料

从目前来看，正极材料一共有四种，分别是钴酸锂（LCO）、锰酸锂（LMO）、磷酸铁锂（LFP）和三元材料（NCM）。

磷酸铁锂VS三元

2.1性能对比

因为四大正极材料中，只有磷酸铁锂和三元，这两种被广泛运用到动力电池上，所以空间自然比其余两种更大，所以也是我们本节课研究的重点。

我们先来看下磷酸铁锂，磷酸铁锂的优势就在于安全性较高，而且原材料较易获得，不存在被卡脖子的风险。

我们先来说下安全性的问题，正极材料在高温下，会逐渐分解释放氧气，导致电解质的燃烧。三元材料在150℃~250℃左右便会发生上述反应，而磷酸铁锂的分解温度达到了600℃，几乎是三元的4倍以上，安全上的优势还是比较明显的。

接着我们说一下原材料较易获得这点。实际上大家从磷酸铁锂这个名字就知道，主要是由磷源、铁源、锂源、碳源，这四种构成，这四种材料都比较普遍，所以价格相对比较便宜。

而三元材料（NCM），由镍、钴、锰三种材料构成，其中的钴价格十分昂贵，抬升了三元电池的价格。但钴也有自己的作用，那就是稳定电池的化学结构。所以对于三元材料来说，如何在稳定的架构下，尽可能减少钴的比例。

实现降本，就成了关键。

2.2发展对比

既然钴的比例减少了，那必然会有一种材料的比例会提高，那就是镍，这种电池也就被称为高镍三元电池。减少了稳定作用的钴，换上提高能量密度的镍（和上面图一样），这样的工艺使得，加工难度呈几何级上升。

而为了区分高镍，和普通的三元电池，行业里会按镍钴锰的比例，分为111、523、622和811这四种。很明显8系的含镍量最高。根据ICC鑫椤锂电的统计数据，2021年5月，5系三元仍为主流，但占比已被压缩至47.5%，相反8系三元材料市占率提升明显，以达到36%。

从8系材料市占率突飞猛进，我们也能看出，高端制造的本质还是降本增效，而在这个方面，三元的进步空间可是比磷酸铁锂更大的。而工艺的进步也会提升行业壁垒，避免恶性竞争。

二、民企还是国企

简单的介绍完了几种正极材料之后，我们来分析下，正极领域既有代表性的两家公司，分别是央企背景的当升，和民企背景的容百。

当升科技

我们先从具有央企背景的当升科技开始说起，当升科技的前身是北京矿冶研究院课题组，研究院的背景，决定了当升在技术方面的领先。并且由于进军海外市场较早，2005年进入韩国市场，2009年进入日本市场（图一），这导致了他的海外客户占比较高（图二），而海外客户一直奉行高价高质的政策，所以当升的利润率一直还可以。

容百科技

说完了当升我们看下容百，容百的核心团队来自当升，这导致公司有很深的技术基础。

并且由于是民企背景，公司在扩张和技术上都较为激进。首先我们来说下技术，作为全球第一家开发出8系以上全自动产线的公司，容百在高镍领域处于绝对领先的地位。

不仅在技术上激进，重点突破难度较大的8系高镍材料，容百的扩产计划更为夸张。

与之对比，当升的扩产计划，特别是在高镍领域的就显得比较保守了。

越激进的路线，在行业高景气度时，自然能攫取更大的利润。

但当需求日渐饱和，再加上技术扩散后，面对庞大的产能，产品也就很容易“大宗商品”化，因此对于正极材料，甚至是所有的锂电原材料来说，关注中期，而非远期或许是更好的一种视角。

三、总结

最后，我们来给本节课做个总结，磷酸铁锂因为安全系数较高，以及原料较易获得，所以最近受到了很多的关注。而三元材料，能力密度高，并且需要不断地优化高镍的架构，所以技术壁垒更强，因此单吨的盈利能力也强于磷酸铁锂。也正因为三元材料，还有优化的空间，所以降本空间更大，更符合高端制造的本质，未来也更有可能成为主流。

而行业内的两家代表公司，当升因为是央企背景，所以技术较强、背靠海外客源，客单价较高，但同时也较为保守。容百的激进，不仅是在高镍上占据领先的身位，也在扩产上遥遥领先同行。

当然正极材料的公司远远不止这两家，我们这只是选取有代表性的做个简单的类比。

敲黑板：

磷酸铁锂：安全、便宜

三元：能量密度高、技术壁垒强、盈利能力强

未来趋势：高镍三元电池

当升：央企背景、保守

容百：民企背景、激进

锂电材料投资指南01：锂的黄金十年

今天我们迎来的是锂电池的课程，因为产业链过于庞大，我们会分为三个系列课。

在开始我们的课程之前，我们先看下锂电的产业链，这会让大家对整个课程，有个更为清晰的理解。

从产业链来看，锂电池的上游是以锂、石墨以及稀有金属矿为代表的原材料，中游则是电池环节，分为电池原材料，和电池制造商，而下游有三大应用场景，分别是新能源车，日常消费，以及储能。

所以我们完整的锂电课程也会分为三个系列，分别是上游的矿，中游的材料，以及中游的电池。但整个产业链确实比较庞大，肯定有些细分赛道没有被包含，例如铜箔等，后续我们也会推出补充课程，补上这些短板。

下面正式进入本系列课程，锂电材料。

一、锂电池的黄金十年

1.锂电池是什么

照例啊，在了解这个行业之前，我们先得知道这东西是干吗的？锂电池的工作原理究竟是怎样？

所以呢，我们找来这张图，从这张图，可以比较清楚地看出，锂电池，主要是通过锂离子，在正负极之间的定向移动，来实现充放电的。

不仅是工作原理，这张图还包含了，本系列课的四大原材料，分别是正极、负极、电解液和隔膜。

具体关于这四种原材料占总成本的比例，我们可以看这张图。因为这图是全行业的成本构成，而从动力电池来看，目前主要分为磷酸铁锂和三元，这两种技术路线，所以具体到某种细分路线上，相关的成本构成可能会和这张图有所出入。

行业高速增长

简短地介绍了锂电池，下面正式进入行业的部分。

海外机构曾给全球锂行业的市场规模做过测算。

根据他们的测算，具体看图，未来电池行业的空间可谓巨大。

因此，高景气度，就是我们关注这个行业，最大的原因。

电池厂商的大额扩产

既然行业景气度如此之高，资本开支自然就不会少。

电池厂商的大幅扩产，意味着需要更多的上游原材料。所以我们选择在现在这个节点，看锂电池上游的原材料环节。

二、四大材料各有不同

说完了，为什么要看锂电材料，下面就来看看，这个环节究竟应该怎么看。

上文一直提到，锂电池的主要有四种原材料。因此，这四种材料，各有各的特点，需要分开讨论。我们先把结论写在前面，大家可以看下这张导图：

正极

首先，第一个材料是，正极。它是锂电的核心，怎么看出来？冠名权就可以解释一切。

我们平时经常会听到的，三元电池，和磷酸铁锂电池，实际上三元和磷酸铁锂都是正极材料。

说回这两种技术，目前来看，这两种技术十分适配动力电池。而动力电池正是，锂电最大的应用场景，所以这两种正极材料的出货量，可谓遥遥领先。

正因为正极材料，涉及了电池的技术路线，所以除了关注电池的性能，我们还要看下游的应用场景。例如，近年来兴起的储能，因为其对体积、能量密度等参数没有过多的要求，所以比较适合磷酸铁锂。这也使得本来日益势危的磷酸铁锂，重新崛起。

下面这张图，我们简要对比了四种正极材料在性能上的差别，大家可以参考下，更详细内容我们放在第二讲正极中与大家分享。

负极

说完了正极，我们来看下负极。负极材料主要的作用是储存和释放能量。而负极的分类，往往是依据所用的活性物质，因此负极材料可以分为碳材和非碳材，这两大类。更为细分的划分，大家可以看下面这张表。

虽然路线众多，但负极材料的最终产品却十分的单一，那就是人造石墨。

虽然人造石墨相比其他材料，安全性更高，成本也较低，但他的能量密度也较一般，理论上的上限为372毫安时每克（单位mAh/g)，而目前行业中的头部公司已实现了365毫安时每克（单位mAh/g)，无限逼近天花板。所以行业急需在技术上破局，获得新的增长空间。

电解液

说完了正负极，我们看下电解液。

电解液最主要的作用是，充当离子迁移时的载体，这样可以，保证锂离子在正负极之间的传输。因此啊，电解液一般是把高纯度的有机溶剂、电解质锂盐和添加剂，这三种原料，按一定的比例配制构成。如果按照成本来划分，锂盐的占比约为40%～50%，溶剂的占比约为30%、添加剂则是10%～30%。

所以啊，看电解液，也得分成三个细分赛道，分开看才行。而行业关注较高的6F（念为六氟），就是电解质的一种。今年随着行业景气度上升，价格也在快速上涨，

而下一代有望替代6F的是双氟（LiFSI（双氟磺酰亚胺锂））也将在明年年初投产。目前来看虽然成本较高，但由于6F的价格也处于高位，新锂盐的替代可能会快于预期。

隔膜

谈完前三种材料，我们最后来看下隔膜。隔膜的主要作用是用来分隔正极和负极，防止发生短路。

而隔膜的制作工艺，又分为干法和湿法，简单来说，干法成本低、工艺简单，但性能不如湿法。

从行业格局来看，隔膜可能是四大材料中确定性最高的。因为隔膜的扩产比较依赖设备厂商，而未来几年的产能又已被龙头公司锁定，所以行业集中度也会持续地提升。我们看过去两年的数据也能感受到这点，正是由于产能被龙头公司锁定，未来两年隔膜的集中度有望进一步提升。

三、总结

最后我们来给本节课做个总结，由于下游应用场景的不断扩宽，锂电池行业也步入了黄金十年，景气度不断提升。随着景气度抬升，行业的资本开支也大幅增加。这导致上游的原材料也得跟上电池的扩产步伐。

而四种材料中，正极最为重要，常用于电池的命名，而负极由于人造石墨的路线已接近天花板，未来可能会有技术路线的变更。电解液中的电解质，今年快速涨价，这也催生了新锂盐的应用。而隔膜是行业格局最为确定的一环，因为大部分扩产产能已被预订，集中度持续提升也是可以预见的。

最后我们从博弈角度提醒一下，行业空间确实较大，但行业的大幅扩产也在进行中，一旦扩产完成后供大于求，很容易从逻辑上演变为周期的大宗定价逻辑，这对于相关公司的股价也会有一定的影响。

恭喜你完成本节课的学习，下节课我们将进入正极环节。

敲黑板：

锂电池：高增速，导致资本开支加大

正极：电池的命名，涉及下游技术路线之争

负极：人造石墨的替代、石墨化能力的缺失

电解液：6F涨价，新锂盐崛起

隔膜：格局最稳定

锂矿投资指南05：中国最大的盐湖资源

上节课程中主要介绍的是海外的南美盐湖，我们在结尾部分做了预告，这节课会讲讲国内的。

三座大山

或许你还记得，前面第三期课程，我们就简单提到过一句，国内的盐湖提锂受制于三大问题，导致产能长久以来都没法大规模扩张，现在是时候来揭开谜底，厘清到底是哪三重问题了。

开采环境

第一点，国内的盐湖开采，首先面临的是开采环境恶劣的问题。我们国家接近90%的盐湖锂资源，都分布在青海和西藏这两个省份，也就是青藏高原。海拔高就使得作业难度急剧增加，也让大型生产建设备的运输面临阻碍。

盐湖品质

第二个问题关于盐湖品质，我们国家的盐湖卤水，整体上看有一个突出的特征就是镁锂比过高，通俗点说就是锂太少，镁太多，导致在提锂过程中镁元素不容易被分离出去。

不过有一句话要先说在前面，我们也不是所有的盐湖镁锂比都高，虽然国内盐湖扎堆在西藏青海，但是这两个省份的盐湖仍然有很大不同，

青海以硫酸盐型和氯化物型盐湖为主，而西藏则有着独特的碳酸盐型，碳酸型的盐湖镁锂比就很低，自然条件更好。

但是青海的就不一样了，拿东台吉奈尔盐湖来说，镁锂比是40左右，一单位的锂差不多对应40单位的镁，而反观上节课讲的智利阿塔卡玛盐湖，这个指标只有6.2，也就是说东台吉乃尔盐湖里面的镁杂质是阿塔卡玛的6倍多，确实完全没法比。而这还不算最夸张的，我们还有察尔汗盐湖，镁锂比超过1500；

我们说国内盐湖整体镁锂比高，主要是因为目前有实质产出的盐湖基本是在青海，西藏的还在推进产业化进程中。

技术条件

第三点就是提锂技术上的问题，因为国内盐湖镁锂比高，导致国外的技术不太好参考借鉴，只能自己摸索适合本地化应用的技术，而这方面还处于孵化培育阶段，距离大规模突破还需要时间。

也正是因为开采环境、盐湖品质、技术条件这三块的问题难以攻克，就像三座大山一样压在面前，所以国内的盐湖提锂生产成本居高不下，比南美盐湖的生产成本要高出接近60%。

那么，有什么可以尝试的解决办法吗？

先看前两点，盐湖处于高原的地理位置，还有本身镁含量高，这都属于自然属性，是没有办法更改的，所以未来想要实现产能扩充，就只能在技术上做文章。

六种工艺

目前世界上一共有6种成熟的提取技术，分别是沉淀法、太阳池法、萃取法、煅烧法、吸附法还有膜分离法。我们接下来就为大家细致介绍一下：

适用于低镁锂比

它们大概可以分成两类，前面的沉淀法和太阳池法是一类，适用于镁锂比这个指标低的盐湖；而后面的四种，则可以应用在镁锂比高的盐湖。

沉淀法

像上节课提到的智利和阿根廷的盐湖，主要采用的工艺就是沉淀法，具体操作是先浓缩再沉淀，浓缩是指修建大面积盐田，在风吹日晒下蒸发成浓缩卤水，沉淀就是对浓缩卤水进行碳酸锂沉淀精制加工。

这套工艺比较简单，成本也低，但缺点就是对当地的气候条件还有盐湖品质有很高的要求，镁锂比这个指标不能超过10，否则就不适用了。

太阳池法

而第二种技术太阳池法，应用的条件更加苛刻，基本只能在碳酸型盐湖里应用，比如西藏的扎布耶盐湖，它的含锂浓度世界第二，仅次于智利阿塔卡玛，而镁锂比这个指标连0.1都不到，是全世界第一。

可以说卤水本身就接近了碳酸锂饱和点，是资源品位最好的盐湖。

这种情况下，它采用的太阳池结晶法工艺，先从卤水中把锂离子沉淀下来，然后利用太阳池分层结构，把卤水中的锂离子以碳酸锂形式结晶析出。

和前面的沉淀法类似，太阳池法这种工艺也具备简单便宜的优势，但是适用性更窄，对于镁锂比这个指标动辄成百上千的青海盐湖来说，这些技术都完全派不上用场。

适用于高镁锂比

所以青海盐湖，主要就是煅烧法、萃取法、吸附法和膜分离法这四种。

煅烧法

其中煅烧法是利用金属熔点的不同，通过高温煅烧的方式把镁和锂分离开，十几年前中信国安就在青海西台吉乃尔盐湖这么搞了，建设了一条年产能一万吨碳酸里的项目线，但是这种方式污染极大，成本也高，未来大概率会逐渐被淘汰；

萃取法

至于萃取法，是通过有机萃取液把锂离子萃取出来，再利用盐酸制成的反萃取装置把锂提取出来，这套工艺流程很长，而且设备很容易遭受腐蚀，损耗极大，因此未来也没什么太大的应用空间；

更被看好的是后面的吸附法和膜分离法。

吸附法

相吸附法是用离子交换树脂把盐湖卤水中的锂离子吸附出来，对环境没有污染，除了技术难度高了点外，几乎没有别的缺点，而这块技术近几年进展很快，已经在蓝科锂业上实现了上万吨的量产；

膜分离法

而膜分离法则是用离子交换膜把锂浓缩，再加入纯碱析出碳酸锂，这两年随着对电渗析膜制造技术的升级，成本已经大幅下降，在高镁锂比的盐湖用这种工艺生产，成本几乎达到了和只能用在低镁锂比盐湖上的工艺相同的量级。

关于这6种生产工艺的成本，大家可以看这张图

总结来说，6种生产工艺里，工艺简单、成本便宜的主要是沉淀法和太阳池法，但它们适用性太窄，只能应用在镁锂比低的盐湖；而后面四种可以用在高镁锂比盐湖里的工艺，其中煅烧法和萃取法，因为污染严重、设备损耗大的原因，未来大概率会被逐步替代；最能代表未来趋势的，还是吸附法和膜分离法这两种，对环境没有污染，材料回收率高，而且成本也不算贵，尤其是膜分离法，成本甚至降的比南美盐湖还便宜。

关于这6种工艺的对比，大家看这张图就好了，工艺特点、优缺点和目前应用，都反映得很清楚。

到这里，关于盐湖提锂的内容，我们也就介绍完毕，整个上游锂矿的行业课程，也要落下帷幕了。

很多人或许要说，你林林总总讲了那么多，都是在说各种矿，我家里没矿你和我讲这些也没用啊。

首先把行业的基本事实讲清楚，有了基础的行业事实之后，我们带着这些事实，就能更好地回答大家心中真正想回答的问题：锂的上游公司到底能不能涨？

要回答这个问题，本质就是回答锂价还要涨到什么时候？如果锂价继续涨，或者预期可以涨到天上，那么有锂自然就能走遍天下。

那么怎么看锂的价格呢？我们在第一章的时候就说过，万物皆周期，周期的本质是供需。

我们这门课，核心就是先拆解供给，无论从矿山、云母还是盐湖的角度看，未来一段时间，整个锂资源的供给都是刚性的，产能的释放是需要时间的。根据西部证券的预测2021-2023年锂供给总量为51.20、69.28、91.31万吨LCE，同比增长16%、35%、32%。

一方面供应刚性，短期扩容有限。而另外一方面，需求又会有爆发式地增长。

锂的下游需求，我们拆解一下，主要应用于动力电池、消费电子、新兴的储能电池以及其他的传统应用领域。

2020年动力电池、储能电池、消费电子、其他传统应用的锂消耗占比分别为32%、5%、16%、38%。同样是来自西部证券的判断，未来锂需求的主要增量在于动力电池方面，到2023年，预计需求会达

到45万吨LCE。而到了2025年，可能70%的需求都来自动力电池。

所以就像我们第一节课援引的券商测算结果：

既然锂价长期看会上涨，我们就应该无脑买入锂矿公司呢？并不是的，上一轮锂价周期中，碳酸锂的价格一度涨到了18万每吨，但新能源车补贴退坡政策，导致的需求崩塌直接导致了锂的价格随之下跌。

目前在需求端持续景气的情况下，供给不足的情况难以缓解；同时下游景气度向上传导，导致上游资源端价格提升，但最终决定锂价的并不是供给，而是下游的需求是否会持续。

目前二级市场对相关公司的关注已经足够充分，核心公司的股价都经历了好几轮大幅上涨，估值也在比较高的水准，大家的预期都打得很满，在这种预期充分消化的背景下，即使未来锂价继续上涨，也有可能出现股价不涨的局面，或者万一不达预期锂价小跌，股价就有可能大跌。

因此课程最后还是要跟大家强调一下，不要轻易抄作业做出买入决定，毕竟投资有风险，决策需谨慎。

好的，恭喜大家又完成了一个专题行业的学习，我们下期再见～

敲黑板

困扰我国盐湖提锂的三大问题：开采环境、盐湖品质、技术条件

目前有6种主流生产工艺，沉淀法和太阳池法适用于低镁锂比盐湖

适用于高镁锂比盐湖的技术工艺中，煅烧法和萃取法因为污染严重等原因大概率会被替代

吸附法与膜分离法更被看好，未来有望应用更加普遍

锂矿投资指南04：全球最主要的锂矿资源

前面两节课我们主要是围绕硬岩型的固体锂矿展开，从这一节开始呢，我们会把重点放到液态型的卤水矿。

第一节的导论课里提到过，在全球所有的锂资源构成中，盐湖是最主要的形式，占比达到了58%。

南美“锂三角”

而全世界的盐湖，又集中分布在南美洲。其中在南纬18到27度，西经65到70度，由玻利维亚、阿根廷和智利这三个国家围出来的一个三角形区域，分布了190个盐湖，总面积达到2.67万平方千米。这些盐湖里储备的锂资源，合计占到全球份额的一半以上，所以这里也被称为“锂三角”。

而在这190个盐湖里，目前得到开发的只有个位数，更多的都还处在勘探、勘察阶段，未来可以说是潜力巨大。

这些盐湖卤水里，含有非常丰富的锂元素。所谓的盐湖提锂，就是把卤水抽上来，经过深度除镁、碳化除杂还有络合除钙环节，去掉里面的各种杂质，最后就能生产出碳酸锂。

当然这个过程中包含好几种不同的工艺，主要应用的有沉淀法、萃取法、煅烧法、吸附法等等，我们在下一节课中会进一步展开。

盐湖提锂两个特征

在这里先说一个核心事实，那就是相较于我们前面讲到的矿石提锂，盐湖提锂有着两个明显特征，一是成本低，二是生产慢，我们接下来就逐一介绍一下。

成本低

首先，盐湖提锂的工艺流程是要更简单的，它不需要经历矿石加工之类的环节，因此成本也相对较低。

就拿同样生产一吨碳酸锂来说，通过盐湖提锂的方式生产，总成本大概是4000-6000美金，对应2万到4万人民币左右，甚至有的资源禀赋好的盐湖，能将成本控制在2万元以下；

而如果从硬岩型矿石中提取锂，最终生产出一吨碳酸锂的现金成本大概是6000-9000美金，大概对应4万到6万人民币。

可以看到，盐湖提锂生产成本的上限，差不多就是矿石提锂的成本下限，通过盐湖来生产是明显更便宜的。

生产慢

不过，便宜归便宜，盐湖提锂也有一个劣势，那就是生产慢，像通过矿石冶炼的方式生产锂盐，一般从挖出来矿石到最终生产出产品，一共就是2个月左右能搞定的事情；

而盐湖就要慢很多，整个生产流程通常会持续18-24个月，也就是说没有一年半压根产不出来，这也是为什么盐湖扩产节奏比矿山慢这么多。

Ok，关于盐湖提锂和矿山提锂两种形式，从提取方式到生产成本再到生产时间的对比，都在这张图里了，大家可以对照着看一下。

三个重要盐湖

智利阿塔卡玛

我们接下来就重点剖析几个知名的南美盐湖：首先是智利的阿塔卡玛盐湖（Salar de Atacama），

这是世界上含锂浓度最高，同时也是储量最大的盐湖，锂离子浓度达到了1600毫克每升，而且比其他盐湖有更高的蒸发率，从资源禀赋的角度来看相对于其他盐湖有非常明显的优势。

从20世纪90年代，阿塔卡玛盐湖就启动开采了，目前有两家公司获得了开采经营权，分别是智利化学矿业公司（SQM）和美国的雅宝（ALB）。

其中SQM产量相对更高，截至2020年底的规划产能折合7万吨碳酸锂，这里面有不到20%的碳酸锂会进一步加工成氢氧化锂，具体数字是1.35万吨氢氧化锂，剩下的都是碳酸锂；

SQM的产能扩张路径，基本在这张图里，大家可以仔细看看：

不过有一点要和大家说明白，规划产能和实际产能不是一回事，像SQM截至2020年底规划产能是7万吨，但实际却只有5.5万，而且未来虽然规划了5万吨的扩产计划，但由于公司制定了可持续发展战略，里面提到要从2020年11月开始减少20%的卤水使用量，并且生产中要用到的淡水量还有排放量都是有相关指标的，再加上疫情拖累了扩产项目的开工，所以实际肯定不会一帆风顺。

至于另外一家参与阿塔卡玛盐湖开发的公司雅宝（ALB），我们前面讲矿山的时候已经提过，这里就简单说一句，它通过智利阿塔卡玛盐湖开采，每年也能有4万吨碳酸锂的产能。并且也制定了扩产计划，准备再增加4万吨。

阿根廷

好的，这是智利的阿塔卡玛盐湖情况。说完了这个，我们再来看看阿根廷的盐湖。

阿根廷目前在产的盐湖主要有两个，一个是翁布雷穆埃尔托（Hombre Muerto），另外一个是奥拉罗斯（Salar de Olaroz）。

Hombre Muerto

其中前者（Hombre Muerto这里不用念字幕打出来）由美国的FMC集团下属子公司负责开采，目前年产能1.8万吨碳酸锂，也制定了0.9万吨的扩产计划，不过由于疫情拖累了建设进度，到2022年这部分产能才能最终释放；

Salar de Olaroz

另外的奥拉罗斯（Salar de Olaroz），则是日本的丰田和一家澳大利亚公司（Orocobre）共同合作开发，项目一共分为三期，2015年的时候第一期就投产了，目前年产能是1.2万吨碳酸锂，后面随着二期项目的扩产，到2024年产能有望达到4.25万吨。

除此之外，阿根廷还有几个即将投产的盐湖，比如这两个（Cauchari-Oraroz，salarde Rincon），名字太长就不念了，给大家展示在了屏幕上。它们都是未来一两年就会建设完成，尤其是前面那个（Cauchari-Oraroz），建成后有希望成为全世界成本最低的盐湖提锂项目。

Ok，关于南美现在已经投产的三家盐湖，对应的开发公司、当前产能、未来新增产能，以及投产时间和扩产进程，已经帮大家整理出来了，看这个表格就可以一目了然。

总结来说，目前全世界的盐湖提锂产能，就集中在南美洲的锂三角地区，而锂三角区域最主要的，其实也就是三家盐湖。

分别是智利的一家，阿根廷的两家。虽然这三家未来都有扩建产能，而且还有一些即将投产的新盐湖项目，但是受制于疫情等因素，进度比预期是要慢很多，基本有不同程度的延期。

至少今年来看，有效的新增供给是很有限的，真正大幅放量可能还要等待三年，要到2024以后。

好的，关于海外的盐湖，我们就先介绍到这里，下一节课会为大家讲讲我们国内的盐湖项目，我们下期再见。

敲黑板

玻利维亚、阿根廷和智利围出来的锂三角，储备了全球份额一半以上的锂资源

盐湖提锂有着两个明显特征，一是成本低，二是生产慢

智利阿塔卡玛盐湖：含锂浓度最高、储量最大，SQM与ALB共同开发

阿根廷目前在产的盐湖主要有两个，Hombre Muerto和Salar de Olaroz

至少今年来看，有效的新增供给是很有限的，真正大幅放量可能还要等待三年

锂矿投资指南02：行业带头大哥

在第一节课的导论中，我们提到全世界锂资源主要有两种存在形式，分别是固态硬岩型和液态卤水型。其中固态锂矿也就是矿山，主要分布在澳大利亚的西部。这节课，我们就一起来聊聊西澳矿山。

矿山五霸

目前，西澳已经建成的矿山项目共有7个，但是呢其中有2个还处于关停维护状态，因此真正能释放产能的，就只有五个，分别是格林布什（Greenbushes），马里恩山（Mt Marion），卡特林山（MtCattlin），皮尔巴拉（Pilbara）还有阿尔图拉（Altura）。

产能分布

这五家的产能加在一起，占到了全球固态硬岩锂总供给的80%以上，把它们称作矿山五霸也是毫不夸张。但是五霸内部，产能方面也有巨大的差异，它们的产能分布是这样的：

可以看到，产能最大的Greenbushes一家占比超过了50%，遥遥领先于其他四家。我们这节课，就从五霸中的带头大哥格林布什出发，和大家一起来揭开它的神秘面纱。

先来看这张图，把澳洲所有的锂矿都标示出来了。

带头大哥

西南角这里就是Greenbushes，这是世界上储量最大、品质最好的锂辉石矿，总资源折合成碳酸锂（LCE当量）超过800万吨，每年只靠这一家矿山，提供的锂资源就占到了整个澳洲地区产能的53%。

从1983年开始，开发商就在这片地区开采生产锂精矿，截至目前一共运营了三家选矿厂，规划产能是每年生产135万吨锂精矿，其中120万吨是化学级锂精矿，可以用来生产碳酸锂等锂盐，120万吨锂精矿大概对应18万吨碳酸锂；剩下的十几万吨是工业级锂精矿，主要应用在陶瓷、玻璃等传统行业，用作添加剂的用途。

我们上节课程中提到，根据券商测算的全球锂资源供需情况表，2021年预计整个世界的碳酸锂产能，一共也就是51万吨左右，而格林布什的化学级锂精矿如果能满产，自己一家就能贡献18万吨，占比大于30%，可以说格林布什只要跺一跺脚，整个世界的锂资源供应都要抖三抖，锂矿大哥的名号当之无愧。

那么，这么一座开采量如此丰厚的富矿，究竟为谁所有呢？它背后其实是一家中国公司，说出来大家应该都听过，没错，就是天齐锂业。

股权结构

如果去看Greenbushes矿山的股权结构，你会发现它归属于泰利森公司，而往上溯源泰利森公司，

可以发现天齐锂业持股占比51%，是绝对控股的第一大股东，另外的49%股权归属于一家美国公司——雅宝。

历史沿革

泰利森、天齐、雅宝这三家公司究竟有着怎样的渊源？

这就要从格林布什矿山的历史讲起。刚才我们说过，这座矿山的历史非常悠久，从1983年就启动开采了，是整个澳大利亚西部地区持续运营时间最长的矿区。

但是最开始，它的开发者并不是泰利森，而是另外一家澳大利亚的本土公司。直到2007年，这家本土公司被美国的财团收购，收购完成后更名成了泰利森。但是好景不长，很快遇到了2008年的经济危机，美国的财团在危机中大受打击，开始面临资金周转方面的困难，这样勉强维持了几年，终于到了不得不卖身的地步。

而那时候至少有两家公司看上了家里有矿的泰利森，一家是我们前面提到的天齐锂业，另外一家叫洛克伍德，洛克伍德提出的价格是每股6.5加元，这里插一句，之所以单位是加元，是因为泰利森是在多伦多交易所挂牌交易，而天齐锂业则更加大方，直接开出了每股7.5加元的价码，对那时的泰利森来说，反正卖给谁都是一样卖，那肯定要选一个开价高的，就这样天齐赢得了收购大战，获得了100%的泰利森股权。

不过，天齐锂业和洛克伍德，本身是有上下游的关系，矿石销售啥的也要依靠洛克伍德的渠道，因此虽然赢得了收购大战，但是关系搞僵肯定也不合适，所以后来天齐收购完成后，还是把49%的股权转让给了洛克伍德，两家也就此握手言和，有矿一起采，有钱一起赚。

而在2014年的时候，洛克伍德又被雅宝收购，这也就解释了，为什么今天看Greenbushes的股权结构，天齐和雅宝是唯一的两家股东。

这里面出现的名字稍微多了一点，大家千万不要搞混，我们再梳理一遍，矿山是叫格林布什，负责开采的公司叫泰利森，而泰利森有两家股东，一家是国内的天齐锂业，另外一家是洛克伍德，后来洛克伍德被雅宝收购，所以目前这座矿所有者就是天齐和雅宝。

扩产路径

Ok，理完了格林布什的历史，我们来看看它近些年来的扩产路径。2012年底、13年初，天齐刚收购的时候，这家矿山一年的产能折合碳酸锂也就10万吨出头，而19年一期项目扩产后，产能接近翻倍达到了19万吨，这两年还在持续加码，只是由于疫情和公司资金紧张的原因，扩产节奏有所延迟，到去年才竣工，到时候格林布什的年产量将会达到36万吨碳酸锂，“矿霸”地位会更加稳固。

另一个优势：低成本

而格林布什的优势不仅仅在于储量多产量大，还有一个别人比不了的长处，那就是生产成本低。根据天齐锂业的公告，过去几年格林布什生产锂精矿的吨成本，一直处于250美金以下，低的时候甚至连200美金都不用。

如果和西澳矿山五霸中的另外四家对比，可以说在成本控制方面优秀的不像话，完全是一骑绝尘的存在。

资源好

而格林布什之所以能做到成本远低于同行，主要就来自两方面原因，一是资源好，矿石中氧化锂品位达到了2.1%，是西澳所有矿山中最高的。

各矿山品位

同时它还拥有很低的采剥比；这里为大家展开一下采剥比这个概念，它的意思是开采每单位矿石中需要剥除掉的废石比例，这个比例越低，说明没用的废料越少，有价值的矿物质越多，所以采剥比是越低越好，一般矿山都要5到6，格林布什只有1到2；

位置好

除了这个外，成就格林布什低成本的另一重因素是位置好，矿区距离港口不到100km，这么近的距离大幅降低了物流运输成本。

正是通过这两点，格林布什建立起了其他矿山难以匹敌的成本优势，成为矿山五霸中的带头大哥。

总结

以上就是本期课程的全部内容，我们一起来做个总结，本节课重点分享了西澳矿山里的带头大哥格林布什，从历史沿革、股权结构、扩产路径等多个角度进行了展开，也点明了格林布什的核心优势在于储量大和成本低，而低成本主要来自它资源品位和地理位置的优势。

恭喜你完成了本节课的学习，我们下节课会为大家分享一下国内的矿山，下期见～

敲黑板

西澳五家矿山产能占到了全球固态硬岩锂总供给的80%以上

带头大哥Greenbushes一家的产能占整个澳洲地区53%

Greenbushes的股权结构：天齐锂业51%，雅宝49%

低成本的秘诀在于资源品位和区位优势

锂矿投资指南01：一个躺着赚钱的强周期行业

前两年锂价疯涨，反映到二级市场上，几乎所有跟锂沾边的上市公司，股价都经历过一轮猛烈上涨，以至于流传着这样一种说法，“有锂走遍天下，无锂寸步难行”。

目前锂价下跌，是时候分析这个行业了。

因为我从不追热点，然而喜欢买在无人问津处。

什么是锂矿

首先，我们先界定一下锂矿的概念，它是一种含有金属锂的矿物集合体，在自然界中广泛存在。

分类

根据样态不同，主要可以分成两类，分别是液态锂矿，也叫卤水型，主要储存在盐湖里；还有固态锂矿，也就是硬岩型，主要分布在矿山里。

而无论是卤水型还是硬岩型，又可以进一步拆分，比如卤水型可以分成盐湖和地下卤水，硬岩可以分成花岗伟晶岩型和花岗岩型，包括锂辉石、锂云母、透锂长石等等，大家可以先看看这幅图，在后面的课程中我们还会做进一步的展开，暂时不用着急。

液态锂矿和固态锂矿，这两种形式哪一个占据主导呢？根据USGS的数据，全球锂资源的储量构成中，封闭盆地卤水，也就是盐湖的储量占比是最高的，达到了58%，如果把油田水型卤水、地热卤水也算上，液态锂矿的占比超过60%。

虽然盐湖卤水中锂资源的储量大，但是在实际使用中，更多的锂资源供给，其实是来自矿石。比如2019年，矿石锂在全球锂资源的供给占比达到了60%，成为绝对主力，而盐湖卤水只贡献了40%。

分布

为什么会出现这种情况呢？这就要从锂矿的分布开始说起。

如果用简单的一句话来概括锂矿分布，就是“西澳矿山、南美盐湖”。硬岩型的固态锂矿，主要分布在澳大利亚西部地区，而盐湖卤水型的锂矿，则是集中在南美智利、阿根廷、玻利维亚围出来的一个三角区域，俗称“锂三角”。

近几年，西澳的矿山开采量逐年加大，产能快速扩张，而反观南美的盐湖，产能增加缓慢，就这么在竞争中逐渐处于下风。

世界上锂矿产出量最大的国家就是澳大利亚，一个国家的产量占比达到了48.8%，几乎扛起了半壁江山，这些基本是矿山里的硬岩锂，而产量排在第二位的是智利，产量占比22%，不到澳大利亚的一半，当然这部分锂矿存在的形式，主要是盐湖卤水。

从产量角度来看，西澳矿山吊打南美盐湖，这也就解释了，为什么盐湖的整体锂储量有60%，但是产量占比却只有40%。

值得一说的是，我们国家锂资源的产量也非常可观，处于世界第三位，而且供给形式非常多样，锂辉石、锂云母还有盐湖卤水都有，当然从资源储量的角度看，最主要的也是盐湖，比例超过80%。

不过，我们国家的盐湖提锂，面临着三重难题，限制了大规模应用。

具体是哪三重，会在后面的课程中为大家展开，这里就先做一个铺垫，等后面的课程再细细拆解。

总储量

Ok，刚才介绍了整个锂矿资源的分布情况，听完你或许会想问这样一个问题，如果把所有的矿山和盐湖都汇总在一起，全世界一共有多少锂矿储量呢？

根据美国地质调查局的数据，截至2020年，全球已探明的锂矿储量，折算成金属当量是2100万吨，而且随着勘探力度的增强，这个数字每年仍在不停上涨。

2100万吨锂金属，折算成碳酸锂超过1.1亿吨，而现在全世界加起来，碳酸锂一年的消费量也只有30多万吨，1.1亿吨的储量相对于30万吨的消费量，可以说是非常充裕，足够使用几百年。

涨价原因：供需错配

既然并没有那么稀缺，为什么锂价2020-2021能够涨上天呢？

答案其实就是四个字：供需错配。

为了更好地讲清楚供给和需求，我们来梳理一下关于锂的产业链：

最上游是锂矿，分为固态和液态两类，从锂矿出发，可以加工成氢氧化锂、碳酸锂这样的基础锂产品，随后按照用途进行深度加工，最终获得医用、工业级、电池级等产品，进入下游对应领域。

需求

那么具体的需求结构是怎样的呢？可以来看这张图，电池板块一枝独秀，撑起了全球锂需求的四分之三，其他润滑剂、玻璃、陶瓷等领域林林总总，加在一起的需求量，和电池都不在一个量级。

而电池又有许多细分，比如3C数码产品里用到的锂电池，还有储能电池、新能源汽车里的动力电池等。

过去五年，其他领域对锂的需求表现要么维持平稳，要么占比有所下滑，而唯独动力电池的需求占比不断抬升，根据安信证券研究预测，未来五年，动力领域的锂需求量还将继续提高，之后将会成为支撑锂需求的第一大方向。

而这背后反映出的，就是新能源汽车的渗透率在加速提升，正受到越来越多消费者的认可。可以说，电动车的用锂需求，已经成为整个结构中最重要的部分，未来锂价的变动，需求侧主导因素就是新能源汽车。

尤其是今年以来，欧美为代表的海外市场，新能源车需求远超预期，而国内市场也没有随着补贴退坡出现预想中的淡季，特斯拉上海工厂建立后，一降再降的售价也让很多人直呼“真香”，所以整个世界范围内新能源车都卖爆了，这种旺盛的景气度，支撑起了对锂的强劲需求。

供给

说完了需求侧，我们再来看看供给。由于2020年初开始的疫情影响，澳洲的矿山很多遭遇了停产，而且短期内很难复产，同时南美的盐湖，新增产能投放也低于预期，这样就出现了一个明显的供给缺口。

根据西部证券测算，2021年全世界的碳酸锂供给只有51.2万吨，而需求达到了53.93万吨，这样就出现了一个2.73万吨的缺口，在这种供需格局下，锂价上涨也就成为自然而然的事情了。

我们在前面的课程中介绍过蛛网模型和牛鞭效应，如果拿来对照，可以发现本轮锂价上涨，仍然与这两个名词背后的机制有着千丝万缕的联系。这就留作本期课程的思考题，大家可以试着自行解答一下，就当是对之前课程的复习了。

恭喜你完成了锂矿行业第一节课的学习，我们下期再会～

敲黑板

锂矿分为两种，液态型（主要在盐湖）和硬岩型（主要在矿山）

盐湖储量占比高，但是开采量低

一句话总结锂矿分布：西澳矿山南美盐湖

锂金属并不稀缺，涨价核心原因在于供需错配