2024年天然铀行业研究手册：受益核电复苏，天然铀长牛可期

天然铀 何去何从

顺应全球核电复苏，天然铀正处于第三轮牛市

第一轮牛市：20世纪70年代，在石油禁运危机下，发达国家掀起一轮核电建设高潮； 第二轮牛市：21世纪初，全球大宗商品超级周期，价格上行，伴随2007年全球金融危机迅速退潮； 第三轮牛市进行中：2011年福岛核事故后，天然铀价格经历10年低谷；2021年以来全球核电复苏、天然铀供需失衡共同促成本 轮天然铀价格快速上涨。

天然铀：核电燃料，全球电力的重要贡献力量

截至2022年底，全球在运核电机组440台，核电占全球发电量约 10%；天然铀是生产浓缩铀的原料，石墨水堆和石墨气冷堆用的燃料是含少量合金的金属铀，重水堆用的燃料是二氧化铀陶瓷体； 目前核能发电利用的是裂变能。以压水堆核电站为例，核燃料在反应堆中通过核裂变产生的热量加热一回路高压水，一回路水 通过蒸汽发生器加热二回路水使之变为蒸汽。蒸汽通过管路进入汽轮机，推动汽轮发电机发电。

10年天然铀价格复盘：一次供需缺口指向价格长牛走势

2017年开始，天然铀现货价格跌破30美元/磅U3O8 ，触及多家铀矿公司盈亏平衡线，供给端出现产能退出（加拿大麦克阿瑟河 矿/纳米比亚Langer Heinrich等出现关停），天然铀一次供应缺口开始出现，同期天然铀现货价格触底开始缓慢上行； 2017年-2022年，一次供需缺口持续放大，二次供应持续补入市场，制约现货价格快速上行； 2022年以来，金融机构以实物基金形式囤货，二次供应消耗加速，叠加边际事件影响（尼日尔政变导致市场担忧其铀矿供给/哈 原工下调产量预期等），天然铀现货价格快速向上突破，最高至105美元/磅U3O8 .

需求：核电复苏

核电&天然铀：清洁能源与高能量密度燃料

核电是一种清洁能源形式，具备清洁、稳定、经济等优势，在众多能源形式中，核能的排放强度为12 g/kWh，低 于太阳能与水能，仅次于风能； 对比各类能源形式所采用的燃料，铀的能量密度显著高于氢气、甲烷、原油、天然气等燃料，达到500 GJ/kg。

十年沉寂后，全球核电开启新一轮复苏之旅

截至2024年4月，全球在运核电机组440台，功率约396GW，2022年发电量2,465,830GWh，约占全球总发电量的10%； 随着福岛核事故带来的恐慌效应逐渐退散，伴随全球能源安全、能源转型、新型能源需求的诉求日渐增长，2020年以来全球进入 了新一轮的核电规划、建设复苏，截至2024年4月，全球在建核电机组规模64.159GW.

全球核电发电规模自20世纪70年代开始，进入了快速增长阶段，2011年福岛核事故后全球核电发展停滞，近年来重新复苏； 目前全球在运机组规模主要集中于美国/法国/日本等发达国家，而以中国/印度/土耳其/俄罗斯为代表的发展中国家则是在建机组 （核电增量）的主要贡献力量； 中国核电在运容量达54.36GW，在建机组容量规模达28.9GW.

AI时代或将开启核电新篇章，科技巨头先后入场布局核电

2023年以来，AI伴随着Chatgpt、Sora等多款大模型应用的风靡而受到全球的热捧。AI时代背后是强劲的算力需求，而算力 的基石则是巨量的能源消耗； 据BCG数据，到2030年底，美国数据中心的用电量预计达2022年的3倍：2022 年，数据中心用电量占美国总用电量（约 130TWh）的 2.5%，预计到2030年将达到7.5%（约390TWh）。 核能发电因其全天候、稳定、清洁的特性，非常适合满足AI对数据中心全天候的电力需求，微软、谷歌、亚马逊等科技巨头都 在积极寻求核能作为其数据中心的能源解决方案。

2030年前全球核电新增规模或近130GW，对应超22000吨 铀/年燃料需求增量

目前全球在运核电机组运行功率约 396GW，我们预测到2030年全球核电运 行容量或将达到524GW，新增128.6GW 规模； 分国别看，发达国家（美国、法国、日 本）占据目前全球大部分的在运机组规 模，未来新增核电规划尚不明确；日本 有超过20GW规模容量目前处于临停状态， 或将随着其进一步验证新标准逐步恢复； 全球核电发展动能主要来自中国、俄罗 斯、印度等新兴国家，其中，我们预测 中国在2024-2030年间或将贡献全球新增 核电规模的46%，达到59GW。 据IAEA数据，单GW核电容量对应核燃 料需求约175吨铀/年，由此我们预测至 2030年新增核电装机容量带动天然铀需 求增量达到22506吨/年。

天然铀占核电电力成本约12%，铀价上涨成本可控

据WNA数据，核电燃料成本主要由天然铀、转化、浓缩、组件加工等构成， 天然铀原料成本占比约51%； 以中广核电力2023年成本构成为例，国内燃料成本约47.24元/MWh，占发 电成本约25%，天然铀占发电成本约12%； 2022年美国核电业主燃料成本约5.37美元/MWh，占发电总成本约17%，相 应地，天然铀成本则低于10%； 目前天然铀占发电成本比重尚合理，铀价上涨带来的成本溢出可控，未来若 核电价格上涨，则将进一步提高对天然铀价格的容忍度。

金融机构采购需求：长期看好铀价，持续采购构成新需求

2018年以来多家金融机构布局参与天然铀市场，包括 Yellow Cake PLC、Uranium Royalty Corp（URC）、Sprott Physical Uranium Trust（SPUT）等，机构通过向投资人发行基金份额 并将募集资金用于采购实物铀资产，基金份额与实物铀资产拥 有权对应，基金交易价格反应其代表铀资产的价格； 2021年是金融机构采购天然铀的高峰年份，仅SPUT一家在2021 年就购入约4100万磅U3O8，相当于超15000吨铀，而当年矿山一 次供应仅约47808吨铀，这也直接导致现货市场的供货紧张以及 随后2022年开始的铀价快速上行； 全球铀矿巨头，如KAP、中广核矿业等也通过持股、提供铀资 源等多种形式与铀金融机构形成业务关系，直接或间接参与到 金融机构对铀的买卖活动中，也为铀价提供了一定支撑。

一次供应

资源供给格局：一次供应时空错配，二次供应持续消耗

福岛核事故后核电产业经历10年低迷，全球天然铀行业勘探萎靡，一次供应逐渐疲软至出现明显缺口，二次供应持续用于消耗 补充； 一次供应空间错配：核电大国贫铀，富铀国核电需求较弱。从WNA数据来看，全球主要的铀资源国为：澳大利亚、哈萨克斯 坦、加拿大，其中哈萨克斯坦2022年天然铀产量21227吨，占全球当年总产量（49335吨铀）的43%； 时间错配：核电复苏领先天然铀行业重启/新建节奏，新增供给短期难以补齐缺口。

一次供应存量：短期看复产节奏，长期或面临矿山退役压力

一次供应变化情况滞后于需求侧核电发展节 奏。福岛核事故后，2016年全球天然铀一次 供应达到峰值63207吨铀，此后持续滑坡至 2021年开始出现反弹； 虽然一次供应绝对量显示出止跌企稳、缓慢 恢复的状况，但一次供应/全球需求量的比例 则已从2015年的峰值98%，下滑至2020-2022 年的75%左右水平，供需缺口呈放大态势。

一次供应重启：短期内主要增量来源，谨慎看待复产节奏与风险

2011年后，铀价长期低迷导致部分矿山选择关停产；在铀价重回上行通道后，这部分产能的重启将会是供给端重要的补充； KAP(哈原工)：全球铀矿增量引擎，2023年全年产量21112吨铀，2024年最新产量指引则由原先的25000-25500吨下调至21000-22500 吨铀；2024年6-7月尼日尔政府收回Imouraren项目与Madaouela项目的采矿权；应当对短期重启复产节奏与风险挑战保持谨慎； 其余铀矿巨头主要重启复产项目梳理：Cameco旗下主要复产项目为McArthur River/Key Lake，Orano旗下的McClean Lake、 Paladin旗下的Langer Heinrich、Boss Energy旗下的Honeymoon.

二次供应

二次供应：从补充到主导，定价能力或已边际减弱

复盘过往10年的天然铀现货价：供需缺口自2017年开始便已出现，天然铀现货价格开始触底反弹，但节奏却出现前后分化； 2017年-2022年，供需缺口持续放大，同期铀价却呈现缓慢上涨，区间涨幅仅约25美元/磅U3O8；  2022年以来，铀价加速上涨，至2024年1月突破100美元/磅U3O8 ，价格上涨斜率转陡，虽然期间伴随着边际事件的影响，但却 反映了经过多年的消耗，二次供应对供给端的补充效应或已边际减弱； 二次供应不仅是供给的“后备”，更是过去一段时间影响天然铀边际定价的主导力量，展望后市，伴随其供给补充效应的减弱， 其或将边际定价的主导权逐步交回一次供需。

二次供应之库存：重点关注商业库存

天然铀库存存在于铀产业链的多个环节：1）铀矿采选企业生产交付周期所产生的周转库存；2）国家政府所设立的战略储备库存； 3）由核电业主提前备货所储备的商业库存（包含部分反应堆停堆余下库存燃料）； 考虑到国家战略储备与矿企周转库存对实际现货市场的影响较小，故应当重点关注商业库存是否具备继续向现货市场流通的可能。  对美国而言，其拥有全球最大规模在运核电机组（约96GW），若以175吨铀 /GW每年计算，则其商业库存多年来维持在2-3年备 货空间，虽有所下滑，但从目前核电复苏及反应堆正常运行保障角度看，并不具备进一步释放的持续性。 欧盟的商业库存受到主要国家的核电政策影响，多年来持续消耗，构成供应端的重要补充，但随着多国核电重启、前期库存快速 消耗，目前继续出售商业库存已不再是核电业主的有利选择，此部分影响或逐步式微。

报告节选：

编辑：火腿肠