Die Energiewende wird die Bergbauindustrie verändern.

Aber wie könnten die Märkte für Übergangsmetalle damit umgehen?

^{Verfasst von Robin Griffin, Anthony Knutson und Oliver Heathman im Metals & Mining-Team von Wood Mackenzie.}

Bis 2050 könnte sich die Nachfrage nach Nickel (Ni) im Zuge der Energiewende verdreifachen, die Nachfrage nach Kupfer (Cu) mehr als verdoppeln und die Nachfrage nach Lithiumchemikalien um 700 % wachsen. Die Belastung der Bergleute von Übergangsmetallen wird immens sein und die Branche wird sich verändern, wenn sich die Investoren bemühen, das notwendige Metall zu liefern.

Insbesondere bei Batterierohstoffen wird man auf noch nicht näher definierte Vorkommen angewiesen sein. Lithium ist ein Paradebeispiel. Es besteht viel Ungewissheit über die Kosten der Förderung bei bekannten Lithiumprojekten, ganz zu schweigen von den Millionen Tonnen Lithium, die aus unerforschten Quellen benötigt werden, von denen einige auf ungetesteten Technologien beruhen werden. Fügen Sie die Wahrscheinlichkeit der globalen Kohlenstoffpreise hinzu, und Sie können verstehen, warum die langfristige Preisgestaltung für Lithium und andere Energieübergangsmetalle Gegenstand heftiger Debatten ist.

Wie sollten wir also über die Kosten der Versorgung und damit über die Preise denken – in einem viel größeren, COXNUMX-feindlichen Zukunftsmarkt?

Bleiben wir bei Lithium und beginnen mit einem Blick auf die heutige Kostenkurve. Die aktuellen marginalen C1[1]-Cash-Kosten der chemischen Lithiumproduktion (auf einer LCE-veredelten[2] Basis) betragen etwa 5,000 US-Dollar/t für Sole, 9,000 US-Dollar/t für Spodumen und über 10,000 US-Dollar/t für Lepidolith – basierend auf Kosten für Herstellung, Transport und Veredelung des Konzentrats.

Da die Preise derzeit bei etwa 60,000 US$/t LCE raffiniert liegen, ist es vernünftig zu fragen, ob die Kosten ein guter Indikator für zukünftige Preise sind. Aber Lithium ist eines der am häufigsten vorkommenden Elemente auf der Erde, und es ist auch vernünftig zu erwarten, dass sich Lithium letztendlich ähnlich wie alle anderen abgebauten Metalle verhalten wird. Das heißt, der Markt wird zyklisch sein, wobei die Preise von Zeit zu Zeit auf die Unterstützungsniveaus der Kostenkurve zurückfallen. Es ist wahrscheinlich, dass die Unterstützung der Kostenkurve häufiger wird, sobald die Dekarbonisierung des Automobil- und Netzspeichersektors ausgereift ist und sich das Nachfragewachstum verlangsamt.

Aber wie wird die Kostenkurve dann aussehen, insbesondere angesichts unserer beschleunigte Energiewende Szenarioprognose, bei der die Lithiumnachfrage bis 7 2050 Millionen Tonnen pro Jahr (Mtpa) betragen könnte, gegenüber 1 Mtpa im Jahr 2022. Unsere aktuelle Projektpipeline umfasst eine Jahreskapazität von etwa 1.5 Mt, wobei die Kosten für Projekt C3[3] bis zu 15,000 US-Dollar betragen. t LCE verfeinert.

Es ist höchst unwahrscheinlich, dass die aktuellen Kostenstrukturen nachhaltig sein werden, selbst wenn die Märkte wieder ins Gleichgewicht kommen.

Erstens nimmt der Gehalt in Mineralvorkommen ab, da bestehende Erzkörper mit höheren Gehalten abgebaut werden und neue Marktbedingungen die Bewertung und Erschließung von Vorkommen mit niedrigeren Gehalten ermöglichen.

Zweitens bedeutet die größere Abhängigkeit von Lepidolith-Quellen in der Zukunft höhere Konzentrations- und chemische Umwandlungskosten. Die strukturelle Komplexität von Lepidolithen führt zu einem allgemein niedrigeren Lithiumgehalt und höheren Anteilen an Verunreinigungen.

Drittens ist neben neuen Mineralquellen eine Abhängigkeit von Ton- und sogar Meerwasserquellen wahrscheinlich, was die Anwendung neuer Technologien aus extrem minderwertigen Lagerstätten bedeutet, was zusätzliche Komplexität und technische Herausforderungen mit sich bringen wird, was zu höheren Kosten führt.

Kurz gesagt, die Art von Lagerstätten, die das vierte Quartil der aktuellen Kostenkurve bewohnen, wird ihren Anteil an der Produktion im Laufe der Zeit erhöhen.

Darüber hinaus wird der Wettbewerb um Arbeitskräfte, Ausrüstung und Rohstoffe dazu führen, dass die Kapital- und Betriebskosten weiter steigen, insbesondere wenn die Wachstumsraten der Nachfrage hoch sind. Das Entwicklungs- und Betriebsrisiko wird im Laufe der Zeit wahrscheinlich ebenfalls zunehmen, da Lithium aus komplexeren Lagerstätten in Ländern mit höherem Risiko bezogen wird. Es ist mit teureren Fremd- und Eigenkapitalanteilen und höheren Störungsraten zu rechnen.

Ungeachtet des Potenzials für langfristige Technologieeinsparungen ist es auf der Grundlage dessen, was wir über bestehende Betriebe wissen, schwer vorstellbar, dass die Anreizkosten vor Berücksichtigung der Kohlenstoffkosten unter 20,000 US-Dollar/t LCE veredelt bleiben.

Kohlenstoffregime tragen zur Ungewissheit über zukünftige Kosten bei

Das Aufkommen der CO2023-Preisgestaltung hat das Potenzial, die Kostensteigerungen für Lithiumproduzenten zu beschleunigen. Abbau, Konzentration und Umwandlung von Lithium erfordern große Mengen an Energie. Wichtige Emissionsquellen werden durch Erzkalzinierung und Säureröstung während der Raffination von Mineralkonzentraten und Extraktionspumpen und Ernten von Solen hervorgehoben. Wir berechnen für 1 globale Scope-2- und 2.5-Emissionsintensitäten von durchschnittlich 3.0 bis XNUMX t CO₂e/t LCE raffiniert für Solevorkommen und 10 bis 12 CO₂e/t LCE verfeinert für typische Spodumenquellen. Die Emissionswerte wurden aus Wood Mackenzies bevorstehendem Lithium-Emissions-Benchmarking-Toolmodul abgeleitet, das voraussichtlich Anfang des zweiten Quartals 2 eingeführt wird.

CO88-Preisregelungen werden auf absehbare Zeit eine Tatsache des Lebens sein. Ob sich letztendlich ein globales System durchsetzt, ist fraglich, aber die meisten Bergleute und Verarbeiter müssen entweder dekarbonisieren oder für das Privileg zahlen, Treibhausgase zu emittieren. Um die Auswirkungen auf den Markt zu berücksichtigen, können wir verschiedene CO2050-Preise auf unsere Kostendaten anwenden: In diesem Fall haben wir einen globalen Preis von 133 US$/t verwendet, der bis 2.0 in unserem Basisszenario erreicht wird, 4 US$/t in unserem 163- Grad-Szenario[1.5] und 5 US$/t, um ein XNUMX-Grad-Szenario[XNUMX] zu erfüllen.

Wenn wir diese CO2025-Preise beispielsweise auf unverminderte Emissionen bei globalen Lithiumbetrieben und -projekten im Jahr 1 anwenden, steigen die gewichteten durchschnittlichen C5,700-Cash-Kosten von 600 US$/t LCE raffiniert um 900 US$/t, 1,100 US$/t und XNUMX US$/t. t bzw. Unter derselben Übung und beim Eintauchen in die Lithium-Lagerstättentypen zeigt sich, dass die Grenzkosten unterschiedlich schnell steigen, was ihre unterschiedlichen Energieintensitäten widerspiegelt.

Was könnte eine COXNUMX-Bepreisung für Metalle bedeuten?

Höhere Grenzkosten bedeuten in der Regel höhere Durchschnittspreise, und dies gilt für alle Rohstoffe, bis die Dekarbonisierung des Angebots ausgereift ist, wenn die Auswirkungen der Kohlenstoffkosten nachlassen. In der Zwischenzeit könnten Early Mover von einem Margenwachstum profitieren, wenn sie sich auf der Kostenkurve nach unten bewegen.

Die Energiewende bietet allen Übergangsmetallen eine glänzende Zukunft. Lieferanten von Lithium, Nickel und Kobalt, Kupfer und Aluminium werden unter Druck geraten, den Bedarf des Transport- und Energiesektors zu decken und gleichzeitig ihre eigenen Betriebe zu dekarbonisieren. Finanziers und Regierungen stehen unter dem gleichen Druck wie die Befähiger des Wandels. Eine gewisse Zurückhaltung ist angesichts der technologischen und politischen Unsicherheit verständlich. Aber „Glück begünstigt die Tapferen“ ist ein Sprichwort, das perfekt für diejenigen Lieferanten geeignet ist, die bereit sind, die Minenentwicklung und ihre Dekarbonisierungsziele zu beschleunigen. Da die Kostenkurven wachsen und steiler werden, sollten diese Bergleute und Verarbeiter durch höhere Margen belohnt werden.

Erfahren Sie mehr von unseren Experten, indem Sie am 16. März am Future Facing Commodities Forum von Wood Mackenzie teilnehmen. Melden Sie sich an jetzt an.

_{[1] Direkte Barkosten und ohne Lizenzgebühren, Abschreibungen und Amortisationen, Erhaltungskapital}

_{[2] Lithiumcarbonat-Äquivalent. Umwandlung von 6 % Li-Konzentrat in 56.5 % Li-Chemikalie}

_{[3] Beinhaltet C1-Cash-Kosten zuzüglich Lizenzgebühren, Abschreibungen und Amortisationen, Erhaltungskapital, belauschte Unternehmenskosten und Zinsgebühren}

_{[4] Das 2.0-Grad-Szenario der beschleunigten Energiewende von Wood Mackenzie veranschaulicht unsere Sicht auf einen möglichen Zustand der Welt, der den Anstieg der globalen Temperaturen seit vorindustriellen Zeiten auf 2.0 °C bis zum Ende dieses Jahrhunderts begrenzt.}

_{[5] Wood Mackenzies Accelerated Energy Transition 1.5-Grad-Szenario veranschaulicht unsere Sicht auf einen möglichen Zustand der Welt, der den Anstieg der globalen Temperaturen seit vorindustriellen Zeiten bis zum Ende dieses Jahrhunderts auf 1.5 °C begrenzt (Global net zero emissions by 2050 im AET1.5-Szenario)}