一季度，受国内补贴退坡和疫情的影响，锂电产业链整体需求疲软，在下游库存高位的背景下，碳酸锂价格呈暴跌式下降，到4月最低时价格降至17万元/吨；5、6月受上游锂资源供应商积极减产、停产，碳酸锂价格回弹至30万元/吨；三季度以来，来自澳洲、非洲矿石产能顺利释放，叠加下游终端需求表现不佳，带动价格趋势性下跌。

1.澳大利亚矿山进入产能扩张周期，资源释放节奏提速

据统计的海外正式立项项目，测算2023年非洲和澳洲锂辉石精矿合计贡献增量12.89万吨LCE，同比增长39.1%，2024年非洲和澳洲锂辉石精矿合计新增15.8万吨LCE，同比增长37.3%。

2023年1-3季度，澳大利亚主要矿山的锂精矿产量达到252万吨，同比增长37%。其中，Greenbushes锂精矿产量再创新高，2023财年实际产量高于指引，贡献主要增量。其他增量主要来自Finiss矿山的投产、Mt Cattlin项目品位恢复带来的产量提高、Pilgangoora矿山加工工艺的改进以及Wodgina项目的放量。

到2024年，澳大利亚将有两大项目投产，分别是预计于2024年中建成的Kathleen Valley项目，其产能为50万吨锂精矿；以及规划于2023年第四季度建成的Holland项目，其产能为35万吨锂精矿。这将构成2024年澳大利亚锂精矿增量的主要来源。预计2024年，澳大利亚将产出约408.5万吨锂精矿，同比增长23.8%。折算成碳酸锂当量来看，预计2024年澳大利亚的锂资源供应将达到45.9万吨LCE。

除澳大利亚外，非洲地区的发展进展较快。Bikita和萨比星等项目在上半年投产，分别贡献约30万吨和20万吨锂辉石精矿产能，这些项目将于2024年贡献增量。预计2023年的产量为4.8万吨LCE，而到2024年将达到12.2万吨LCE。

2.南美盐湖进入爬产期，产量保持乐观

考虑各项目投产进度，预计2023年南美盐湖碳酸锂新增产量4万吨LCE，同比增长17.8%。2024年南美盐湖新投产项目集中释放产能，预计新增产量7.6万吨LCE，同比增长28.7%。

南美盐湖产量主要来自智利和阿根廷。由于Livent碳酸锂扩产项目中的2万吨产能延期至2024年投产，南美盐湖新增产能在2023年进度不及预期，预计将于2024年释放产量。

智利唯一在产的大型盐湖项目为Atacama盐湖，也是目前全球产量最大的盐湖，由ALB和SQM控制生产。预计今年智利盐湖供应量为22万吨LCE，而到2024年，随着 SQM扩产项目产能释放和ALB La Negra 三四期项目（4 万吨）产能爬坡，产量将提升至25万吨LCE。

由于智利高资源税导致成本偏高，阿根廷成为未来增量的主要来源。目前，阿根廷在产锂资源项目包括Olaroz、Hombre Muerto和Fenix等盐湖。2023下半年开始南美盐湖新增产能逐渐落地，预计2023年阿根廷盐湖将新增约8.5万吨产能，这些产能将主要集中在2023-2024年投产或爬产。随着项目的逐步爬产，实际产量也将相应释放。

具体来看，Cauchari-Olaroz盐湖一期项目（4万吨）于2023年6月投产，预计2024年年中完成爬坡。Alkem公司的Olaroz盐湖二期项目（2.5万吨）于2023年7月中旬首次投产，预计在2024年底前完成爬产。预计今年阿根廷盐湖供应量为4.4万吨LCE，而到2024年，产量将提升至9万吨LCE。

3.国内锂资源项目进展缓慢

相比于海外项目，国内锂资源产区规模偏小，主要集中于青海、西藏盐湖，四川、新疆锂辉石矿山，江西、湖南锂云母资源，其中盐湖卤水约占国内锂资源量的80%。2023年1-10月碳酸锂累计产量34.95万吨，同比增长29.8%，供应增量来源于盐湖项目产能的释放，以及锂精矿项目产能的爬坡。2023 年全国锂资源开采量约为 23.4 万吨 LCE，同比增长30%，预计 2024年将增长53%至 35.8万吨LCE。

未来2-3年江西锂云母进入放量周期。 2024 年随着宁德时代宜春锂云母项目采选冶关键环节陆续投产、爬坡，将提供 8.5 万吨 LCE 增量，产量得到明显提升。盐湖端，中信昆仑锂业新建的年产2万吨电池级碳酸锂生产线已实现达产，同时，还积极拓展吸附加膜工艺万吨电池级碳酸锂生产线；拉果错盐湖一期2万吨氢氧化锂项目计划在2023年年底投产；扎布耶盐湖二期1.2万吨锂盐项目预计2024年3月建成。锂辉石端，李家沟矿山的采矿设备已经基本完成，我们预计2024年李家沟将带来1.5万吨LCE增量；新疆大红柳滩300万吨/年采选项目计划于2024年年底投产，建成后每年预计可产出 60 万吨锂精矿。

综上，锂供给增速可观，根据全球各主流碳酸锂企业产能规划及相关项目开发进度来看，项目大多集中在2023、2024年释放，预计到2024年以后随着新增产能的落地释放，碳酸锂产能将会逐步过剩。

锂辉石提锂成本有下进一步下降空间。国内对锂辉石的供应高度依赖进口，尤其是澳大利亚的锂辉石在国内市场占据着绝对主导地位。2023Q2澳洲主要锂矿企业生产成本如下：Greenbushes含权益金生产成本585澳元/吨，Pilbara生产成本（CIF中国）976澳元/吨，Mt Cattlin生产成本（FOB）1239澳元/吨。近期锂盐企业与澳矿厂商重新进行价格谈判，锂矿定价开始采用“M+1”，带动澳大利亚锂辉石精矿进口价格快速下挫。随着锂行业供需格局走向过剩，锂电产业链利润从上游向下游转移，预计2024年澳洲锂辉石精矿到岸价或跌至1000美元/吨，按照5万加工费算，外采澳洲锂辉石含税生产成本或在12万左右。

自有锂云母企业提锂成本较低。在江西锂云母矿山中，根据品位的不同，自有锂云母矿单吨成本约7万-10万元/吨。其中，永兴材料依托于自有的采矿、选矿到碳酸锂深加工的全产业链，以及工艺技术优势，成本优势突出，可达到7万元/吨，其他自有云母矿公司成本则分布在8万-10万元/吨。

综合看，根据2024年碳酸锂需求112万吨及全球成本计算，对应的碳酸锂供需平衡理论成本在8-10万元/吨左右。如现货价格下跌超8万，将导致上游环节的大部分高成本资源和中游环节的部分冶炼厂盈利受损，矿企将延迟部分新增产能的投产，对供给释放形成阻碍。

锂终端需求集中度较高，据我们测算，2023年总需求中电池占比约83%，其中，动力电池占电池总需求一半以上。在2023年国家级的补贴政策退出的背景下，动力电池仍然保持较高增速。根据高工产业研究院（GGII），2023年前三季度我国锂电池出货量605GWh，同比增长34%，已接近2022年全年水平。其中，动力锂电池出货量445GWh，同比增长35%，出货量占比为73.55%；储能锂电池出货量占比为20.99%；数码电池出货量占比为5.45%。

同时，我们也看到，近年来中国新能源车渗透率增长较为迅速，2022年渗透率达25.7%，已提前三年完成十四五规划中到2025年中国新能源汽车渗透率达25%的目标。中汽协数据显示，2023年1-10 月，新能源汽车产销累计完成 735.2 万辆、728 万辆，同比分别增长 33.9%、37.8%，新能源车渗透率达到 30.4%，预计今年国内新能源汽车销量将突破 910 万。但目前国内新能源车渗透率已处于高位，进一步大幅上升空间或有限，预计明年增速或放缓至20%。

另外，新能源国补退出后，我国新能源汽车产销仍能逆势增长，这也主要得益于出口的超预期。

2023年1-10月份新能源汽车出口93.6万辆，同比增长87.6%。新能源汽车出口量前十国家中，比利时、英国、泰国位居前三，市场表现较强。根据Marklines，2023年1-9月海外市场新能源车销量同比增长38.7%。其中，美国市场2023年1-9月销量实现同比55.6%高增长，9月新能源渗透率提升至10.5%。这一增长得益于更为亲民的价格、IRA新规的最高总额7500美元的税收抵免额度补贴优惠以及日益丰富的电动汽车车型。但是2023年12月1日美国发布IRA法案关于“受关注外国实体”（FEOC）细则,如果实体被中国、俄罗斯、朝鲜、伊朗拥有、控制或受其管辖指示，则该实体被认定为FEOC。并规定从2024年起，使用FEOC公司产品的车企将无法获得税收抵免，中国车企出口至美国的数量将进一步下降。

欧洲市场2023年1-9月销量213.16万辆，同比增长30.7%。2023年后包括德国在内的多个区域补贴取消或者收紧，预计2024年欧洲新能源车销售压力增加。综上，美国与欧洲处于政策退坡时期，2024年新能源汽车出口增速或有所下调。

2.产业链整体库存偏高，2024年去库压力仍存

在2020-2022年的扩产潮中，大规模新增产能自2023年开始集中释放，导致电池及主材各环节均出现了不同程度的产能过剩情况，产业链库存水平达到高点。据统计，2022年全产业链的动力电池库存高达164.8GWh，三元材料库存达到1.3万吨，均创历史新高。今年，碳酸锂价格持续下跌，全产业链处于主动去库状态。其中，三元材料厂受电动汽车增速放缓影响，降低开工率以保证基础生产的同时去库存，库存降幅达43%。

2023 年以来，来自澳大利亚和非洲的矿石产能得到顺利释放，碳酸锂资源供应大幅增长，但需求端表现不及预期，导致上游碳酸锂和电池库存呈现高累状态。截至10月，电池厂下游累计库存为162.4GWh。预计在电池产能过剩的背景下，2024年产业链去库压力仍存。

3.需求叠加政策驱动，储能需求不及预期

中国、北美和欧洲是储能电池需求的主要市场。从2023年的发展情况来看，全球储能需求并没有达到市场年初的预期，增速有所放缓，主要是因为欧美市场增幅放缓导致。具体来看，受2023年欧洲经济环境较差和电价回落影响，户储经济性有所下降，影响市场需求增长，导致渠道商积压较多，欧洲从开年至今处于持续去库存状态。然而，我们认为2023年出货节奏放缓为暂时性影响，欧洲户储安装量仍表现出强劲增长态势，根据ISEA&RWTH Aachen University 统计，23年1-8 月德国户储装机3.04GWh，同比+158.0%，预计2024年出货将重回快速增长。

美国方面，由于美联储加息，以及在部分储能部件交付周期延长等因素影响下，需求增速放缓。但是长期来看，IRA法案的出台将进一步利好储能发展，IRA法案中首次将独立储能纳入ITC税收抵减范围，明确了大于3kWh的独立储能也可以申请ITC抵减，美国储能的初始建设成本大幅下降，北美储能市场仍将保持较快增长。

中国新型储能在电力系统中扮演着重要的角色，对于新能源的消纳和电力系统的平稳运行至关重要。近年来，政府部门陆续出台了《“十四五”新型储能发展实施方案》、《新型电力系统发展蓝皮书》等文件，以鼓励和支持新型储能产业的发展。受益于市场需求和政策导向双重驱动，我国新型储能迎来高速发展。其中，锂离子电池在新型储能领域中占比高达94.4%。

2023 年1-10月风电新增装机3731万千瓦，同比增长 76.5%；同期，光伏发电新增装机 14256万千瓦，同比增长 145%，带动储能需求提升。根据高工产业研究院（GGII）数据，受电力储能、工商业储能市场增长带动，2023 年前三季度中国储能锂电池出货量 127GWh，同比增长 44%，预计全年储能电池出货量可达180GWH。随着当前光伏及风力发电建设并网的推进，也将带来电力系统不稳定性提升，电源侧及电网侧储能装机需求将进入爆发期。但由于目前储能在锂电需求中占比仅为19%，短期内难以替代动力电池对整体需求的影响。

4.随着钠电池新技术的发展，或成为锂电池体系的重要补充

随着储能市场竞争加剧，毛利率下降，企业开始关注钠电池等新技术。自2022年以来，钠离子电池在产业链的共同努力下取得了明显的实质性进展，包括能量密度、循环寿命、充放电性能等参数的明显提升，产品性能基本可以满足特定应用场景的需求，具备市场化推广的基础。然而，现阶段钠离子电池的生产成本尚未形成明显优势，根据目前的相关材料价格测算的BOM成本和对主要已经投产项目基于理想良品率测算的制造成本综合推算，EVTank认为，钠离子电池的成本目前仍在0.84元/wh左右，高于磷酸铁锂电池0.3元/wh至0.5元/wh的集采价格。后期随着产业化的推进，各大厂商逐步放量，成本将明显低于锂电池，并有望在户用储能、工商业储能等领域成为锂电池体系的重要补充。

风险点：新能源汽车销量不及预期、锂供给超预期释放。