2024年铀行业研究：天然铀受惠于全球核电未来十年的结构上升周期

天然铀市场复苏背景

2022 年前的天然铀市场

核能发电作为天然铀最主要的下游应用，其需求变化直接影响了天然铀价格的变动方 向。2000-2007 年，核电发展稳定以及大宗商品超级周期拉动了天然铀价格上涨；而在 2011 年福岛核电事故后，全球核电发展受到压制，天然铀价格受拖累进入下行通道。 从供给周期的维度，历史上的供给冲击一方面在天然铀需求旺盛的市场环境下加速了 价格的上升趋势，另一方面在天然铀需求疲弱的市场环境下缓解了价格下跌趋势。2000- 2007 年天然铀价格处于上升通道，大型铀矿 McArthur River Mine、Cigar Mine、Range Mine 受天气影响减产，进一步催化了天然铀价格的上涨；之后在天然铀价格持续疲软的情 景下，2017 年世界最大的铀矿 McArthur River Mine 宣布停产，以及 2020 年全球铀矿供给 受疫情影响生产受限，供给端的冲击缓冲了天然铀价格的下跌。

2022 年后的天然铀市场

自 2022 年以来，天然铀价格进入上升通道，部分原因来自供给端冲击，包括主要天然 铀生产商宣告减产，以及主要铀矿所处国家发生政治动荡。 但我们认为价格变动来源于更为深刻的需求变化，即在政策方面核电取得了各国政府 更深入的重视：第一，俄乌战争让各国政府意识到能源安全的重要性，建设独立、自给、 多元的能源供应体系已经上升到国家安全的高度；第二，COP28 上所提出的 3 倍核电目标 充分彰显了各国政府发展核电以应对气候变化的决心。 由于核电行业对资本、基础设施、供应链、人才都有相当高的要求，核电的发展离不 开政府的强力支持。因此，核电行业的发展显着地受政策驱动，政策的方向直接影响核电 公司对未来的预期；而核电公司对未来的预期能够反映在天然铀现货市场与长贸市场的交 易量上。在核电装机量基本无变化的情况下，天然铀长贸市场交易量在天然铀总交易量的 占比大幅提升，2022 年和 23 年分别同比增加 24 个百分点和 11 个百分点，分别达到 65% 和 74%。天然铀长贸市场的交易量占比已提升至 2011 年福岛核电事故之前的水平。重新 活跃的长贸市场体现了公共事业公司对未来核电发展的乐观预期。 值得一提的是，据 UxC 统计，1H24 的现货市场交易量和长贸市场的交易量都有所下 滑，分别为 8,462 tU 和 12,308 tU，同比减少 2,692 tU 和 32,692 tU。长贸市场交易量下降 的原因主要有两方面：其一，1H23 欧洲市场为减少对俄依赖，大幅增加了天然铀的采购， 因此形成较高基数；其二，1H24 美国政府对俄罗斯的制裁政策以及制裁豁免条款的实践标 准仍有部分不确定性，因此美国公共事业公司总体采取观望态度，减缓了对天然铀的长期 采购。我们预计，对俄制裁的豁免条款的实践标准真正落地后，美国公共事业公司仍将增 加在长贸市场的购置活动。

天然铀中期供需关系（2024E-29E）

中期需求 

一次需求：预计全球核电重回增长通道

根据 IAEA 统计，截至 2024 年 9 月全球共有 62 个在建核电机组；根据 WNA 分析，其 中大多数的在建项目将在 2029 年前完工并投入运营。我们基于核电项目的建设进度，同时 考虑美国和日本潜在的复工项目，预计 2024E-2029E 每年新增核电机组分别达 7、10、9、 15、8 和 8 座；假设新增核电机组都在每年的年内并网，年末核电机组净容量将达到 376.0 GW、387.3 GW、398.4 GW、409.8 GW、422.5 GW 和 432.4 GW。 纵观历史，1970-1980 年代是全球核电建设的高峰，在 1970-1987 年每年平均新增核 电装机容量为 15.7 GW。1986年切尔诺贝利事故后，核电新增容量出现断崖式减少；2011 年福岛核电事故之后，全球核电发展受到进一步压制，1988-2023 年平均新增核电装机容 量仅为 2.1 GW。然而，我们认为在建核电项目的落成将助力全球核电发展重回增长通道， 预计 2024-2029 年每年平均新增核电装机容量将达到 11 GW。

核电装机量的增长将直接拉动天然铀需求。假设核电装机量单耗为 160 tU/GW/年，我 们预计 2024E-29E，核电机组发电所需要的天然铀数量将分别达到 60,160 tU、61,974 tU、 63,737 tU、65,567 tU、67,600 tU 和 69,191 tU。 此外，核电机组还需要战略性地储备天然铀。按照 IAEA 的建议，核电站应当储存不少 于用于保障 24 个月发电的天然铀。实践中，核电机组的储量或多于或少于 24 个月存量，但是以 IAEA 的建议作为测算假设仍然能反映合理的储备需求量。因此，我们测算每年新增 核电机组将需要额外采购 1,427 tU、3,628 tU、3,526 tU、3,661 tU, 4,065 tU 和 3,183 tU 的天然铀用于战略性储备, 相当于 2.3-5.7%的年度天然铀总需求。 综合核电机组发电需求与储备需求，我们预计 2024-2029 年，核电机组对天然铀的需 求将分别达到 61,586 tU、65,601 tU、67,262 tU、69,228 tU、71,665 tU 和 72,374 tU。

二次需求：金融机构实物投资将进一步拉动需求

在需求端，除了上述来自核电机组的需求，二次需求是另一个重要来源。二次需求包 括行业外部各类机构的储存需求，以及金融机构的交易和投资需求。 储存需求方面，不仅核电公司需要储备天然铀，其他天然铀生产环节中的公司也需要 储备天然铀作为营运库存以满足生产需要。生产商也会在市场上购买天然铀以完成合约交 付，例如 Cameco 在 1H24 在市场上购置了 769 tU 的天然铀以进行合约交付。此外，部分 国家会基于能源安全的战略增加天然铀库存，并且基于建设和计划的核电项目提前准备天 然铀。由于用于储备目的的天然铀购置量并不透明，加之影响该部分的购买数量所涉及的 变量过多，我们在供需模型中不做预测。 交易与投资需求方面，包括套利交易与实物投资。由于天然铀的即期价格与远期价格 存在价格差，套利交易员通过多空即期合约与远期合约寻求套利机会。此外，投资银行自 营团队和对冲基金也会交易天然铀。根据 UxC统计，2023年公开交易基金以及对冲基金购 买了约 5,770 tU 的天然铀，约占当年现货交易市场的 23%。 在市场上也存在以“买入持有”策略投资实物天然铀的投资机构，这些机构长期看好 天然铀的发展前景并且坚持长期持有。长线投资者不断购入以持续构建天然铀库存的投资 策略将有效地拉动天然铀需求。实物天然铀投资机构包括 SPUT、Yellow Cake、ZuriInvest AG、ANU Energy 等。

未来来自交易与投资的需求量取决于包括价格在内的多种变量，显然难以准确预测具 体的数量，因此我们仅根据历史数据进行示意性预测：我们测算在 2024E-2029E，交易与 投资需求每年将达 7,000 tU。

中期供给

一级供应：部分铀矿生产因不同因素干扰而受限

中期视角下，主要的供给端冲击包括哈原工 Kazatomprom (KAP)生产受限于硫酸短缺， 以及尼日尔铀矿生产受制于当地军事政变。 KAP 方面，硫酸是天然铀生产的必需原料，而近年受俄乌战争影响，哈萨克斯坦供应 链受限，当地硫酸短缺，使 KAP 产能利用率受到显着限制。KAP 已着手自建硫酸厂以应对 硫酸短缺问题。我们预计在硫酸厂建成后，KAP 将具备 150 万吨的硫酸产能，能够覆盖其 天然铀生产的硫酸需求。但预计 2027 年开始硫酸短缺问题才得以缓解。 尼日尔方面，政变后当地军政府撤回了Orano在 Imouraren铀矿（预计年产量达 5,000 tU）以及 GoviEx 在 Madaouela 铀矿（预计年产量达 1,000 tU）的生产许可。上述两个铀 矿还未投产，未来开始运营的时间具有不确定性。而且，由于政变后当地政府限制了天然 铀的出口，Orano 的 Somair 铀矿经营受到严重影响。 在考虑了主要的供给端冲击后，我们通过自下而上的分析方式，重点测算主要铀矿的 生产计划；而且进一步综合考虑在 2029 年及以前新增及重启铀矿的生产情况。我们预计 2024E-29E 的全球天然铀产量为 56,154 tU、62,839 tU、66,884 tU、71,856 tU、77,437 tU 和 82,879 tU。

二次供应：并非中期视角分析的关键变量

在供给端，生产商从铀矿直接产出的天然铀称为一级供应，此外还有二次供应。二次 供应的铀以天然铀和浓缩铀形式存在，来自各类来源：核电站、政府、金融机构、核燃料 制造商持有的民用库存、军用核弹头、铀和钚的回收、贫铀的再浓缩，以及浓缩厂的不充 分供料。 目前二次供应的大部分为库存。库存包括商业实体的库存和政府库存，由于商业秘密 和政府机密等原因，这类库存较难具体量化。铀的库存可以用于调节天然铀短期内的供需 平衡：当一次供应产能不足时，各商业机构和政府会释放原有的天然铀或浓缩铀库存以满 足市场供应；当一次供应产能过剩时，多余的天然铀则会进入政府和商业机构的库存中， 以备未来投放使用。 从各国的库存水平来看，根据 WNA 的数据，截至 2020 年底全球天然铀总库存估计值 为 282,000tU，其中美国的库存为 41,000tU、欧盟的库存为 42,000tU、中国库存为 129,000tU、印度的库存为 9,600tU、其他东亚国家的库存为 60,000tU。根据美国能源信息 署（EIA）和欧洲原子能共同体供应机构（ESA）数据， 截至 2023 年底，美国和欧盟的公 用事业的天然铀库存分别为 44,516 tU 和 37,655 tU，各国主要根据未来核电设施的需求调 整库存水平，并会按照战略需求进行对天然铀库存进行管理。 各铀矿生产公司也会管理一定的天然铀库存。根据官网数据， 2024 年 6 月，目前全球 最大的天然铀生产公司 KAP 天然铀库存达 5,797 tU，以满足未来增长的销售预期和长期协 议。此外，二次市场的投资机构也储备有大量的铀矿，投资机构会根据现货市场价格收购 和交易天然铀。 目前的市场共识是总体二次供给将逐年耗尽，但是我们预计在中期视角，即在 2029 年 前，二次供给相对于供需缺口而言相对充裕，因此二次库存并非是中期视角下价格变动的 关键变量。

供需关系：预计中期供需紧张维持至 2028 年

综上，我们测算 2024-2028 年的供需缺口将达到 12,433 tU、9,763 tU、7,738 tU、 4,371 tU 和 1,228 tU。总体供需失衡的情况相对于前几年有所缓解。但由于供需缺口将持 续消耗二级供应,将有机会导致供给缺口再度扩大。 我们判断 2028 年前一次供应与需求的缺口仍然较大，相对紧张的供需关系能够继续支 持铀价。

长期供需(2030E-40E)

长期需求：核能发电受益于行业政策、人工智能发展与新一代核电技术

核电计划项目提供了长期前景的基础指引

据 WNA 统计，截至 2024 年 9 月，全球共有在建核电项目 67 个，核电容量为 73.2GW； 计划核电项目 87 座，核电容量 83.8GW；提议核电项目 344 个，核电容量为 365GW。其 中，计划核电项目的定义为已经通过政府核准、完成融资的核电项目，通常预计在 15 年以 内开始运营；提议核电项目的运营时间则不能确定。 目前世界的核电项目建设管线可以为我们提供关于未来核电容量基础情景的粗略指引： 如果仅考虑在建项目和计划项目，我们预计 2030 年核电容量将达到 443 GW，当年核电对 天然铀的需求预计达到 82,000 tU；2040 年核电容量将为 500 GW，当年核电对天然铀的 需求预计达到 92,000 tU。上述的基础情景测算可以表示为未来核电发展的“下限”情况。

行业政策是推动核电增长的主要驱动力

1) 清洁能源政策的转变将推动核能发展

当前世界各国已充分认识到改变能源结构与减少碳排放的重要性。美国、欧盟、日本、 英国、加拿大等发达国家提出在 2050 年前达成本国碳中和目标。中国则提出在 2030 年前 实现碳达峰、2060 年前实现碳中和。在此政策框架下，发展核电成为了世界主要国家应对 气候变化的重要途经。为了达成控制全球气温相比于前工业化时期上升幅度低于 1.5摄氏度 的目标（IPCC 2018），在 2023 年举办的第 28 届联合国气候大会（COP28）上，多国承 诺将共同推进核电建设，力争达成在 2050 年前全球核电装机容量增长至当时容量的 3 倍 （若按照 2023 年底全球在运核电装机容量 372GW 计算，届时全球核电装机容量将突破 1,100 GW）。

在主要核电国家中，中国是近年来核电发展势头最强的国家。我们预计未来中国是全 球核电装机容量增量的主要贡献国家，其发展进度将很大程度地影响天然铀的长期需求情 况。根据 WNA 数据，全球核电机组主要集中在美国、法国、中国、俄罗斯和日本，核电机 组数量分别为 94、56、55、36 和 33 个，核电装机净容量分别达 96.95GW、61.37GW、 54.15GW、26.80GW 和 31.58GW。虽然中国运行核电机组数量及净容量水平均处于世界 前列，但仍有着巨大的增长潜力。2023 年中国核能发电仅占全国总发电量约 4.9%，低于 世界的平均水平的 9%。 中国正在大力推进核电。截至 2024 年 9 月，中国在建核电机组数量高达 28 个，净容 量为 30.7 GW，达到 2023 年在运核电机组净容量的 58%。而且近年来，新批准的核电机 组数量也从 2019 年的 4 个增加到了 2023 年的 10 个。

根据我们的预测，在中期视角下（即 2024E-2029E），中国将为全球核电新增容量做 出主要贡献。在更长期的视角下，中国同样是全球核电发展的最主要力量。根据 WNA 统 计，中国的计划核电站项目与提议核电站项目，无论是数量上还是容量上，均占全球相应 项目的绝大部分：计划核电项目的装机容量达到 44.7 GW，占全球计划核电装机容量的 53%；提议核电项目的装机容量达到 186.5 GW，占全球提议核电装机容量的 51%。

2) 发展核电以应对能源安全威胁，成为各国政府更为迫切的要求

2022 年爆发的俄乌战争直接冲击了欧美、日本等国家的能源供应，大幅提升了能源使 用成本，凸显了上述国家能源供应体系的脆弱性。面临地缘政治的不确定性，多国加速推 动能源多元化战略。 俄乌战争后，法国、英国提出了明确的核电发展计划，比利时推迟了其核电的退役时 间表，瑞典取消国内在运核电机组的数量限制并提出核电建设规划，意大利计划取缔核电 发展禁令；俄罗斯为新核能发展计划拨款约 1,000 亿卢布（约 10 亿美元）；而高度依赖能 源进口的日本，自福岛核事故关闭所有核电站后，在 2022 年 2 月决定重启核电。此外，各 国政府也通过延期核电站运行许可年限的方式保持核电产出。美国已延长其大部分核电机 组的运行周期，从 40 年延长至 60 年；日本则取消了核电机组运行寿命为 60 年的限制。

人工智能带动前所未有的核电需求

数据中心是人工智能和云服务的重要基础设施。随着人工智能产业日益蓬勃的发展， 数据中心的用电需求大幅膨胀。人工智能计算所需要的电力是传统互联网的数倍，数据中 心需要大量的电力为高强度计算与冷却系统供电。 根据 IEA 统计，2022 年数据中心用电需求占全球用电需求的 1-1.3%，预计 2026 年该 占比将达到 1.5-3%。根据国际数据中心（IDC）的预测，2023-2028 年全球数据中心用电 量将以CAGR 19.5%高速增长，2028年用电量将达到857 Twh。据美国电力研究所（EPRI） 预测，2030 年美国数据中心用电量将消耗全国 9%的发电量。据日本政府预测，受日益增 长的数据中心和半导体工厂的电力需求驱动，到 2050 年日本全国的电力产量将上升 35% 到 50%，将达到 1.35-1.5 万亿 kWh。 然而，数据中心的发展势头可能会受限于当地较落后的电网建设情况，因此不少数据 中心开始寻求核能发电作为解决方案。区别于其他发电稳定性不足的清洁能源（如太阳能 和风能），核电具备 24/7 全天候稳定发电的特性，同时核能发电免受飓风和极寒等极端天 气的影响，这使其成为数据中心最受青睐的清洁能源供电方式之一。2023 年，亚马逊收购 了由 Susquehanna 核电站直接供电的数据中心；2024 年，Oracle 宣称计划建设由 3 个 SMR 供电的兆瓦级别数据中心；2024 年 9 月，Constellation Energy 宣布重启容量为 800 MW 的三哩岛 1 号核电站，并以长期购电协议的方式向微软提供核电。三哩岛 1 号的重启 进一步验证了数据中心发展和核电发展的紧密关系，同时也预示了美国停运核电机组重启 的可能性；2024 年 10 月，谷歌宣布将从 SMR 开发公司 Kairos Power 购买电力；亚马逊 子公司 AWS 宣布与 Dominion Energy 签署协议，以探索开发 SMR。

SMR 将增加未来核电的能源渗透率

SMR（小型模块化核电机组）是核电领域的发展热点之一。SMR 的最大容量为 300 MW，大概相当于传统大型核电机组容量的三分之一。实际上 SMR 的设计容量从 10 MW 到 300 MW 不等。SMR 的优势可以总结为 3 个方面：（1）安全性优势：SMR 的设计建立 了被动安全系统，而且很多 SMR 设计在地下运营，总体安全性较高；（2）灵活性优势： 其所需要的空间和冷却水相比于大型核电站更少，使其选址也更加灵活；SMR 可以部署在 传统大型核电站不适合部署的地方，例如电网建设欠发达、核电行业人才匮乏的农村和偏 远地区也可以相对容易地使用 SMR；SMR 的应用场景也更多元，供电供暖方面可以替换 煤炭发电厂、煤炭发热厂和柴油发电机，除此之外还可以满足包括混合能源系统、海水淡 化和生产工业用蒸汽在内的多种应用场景；（3）成本优势：小型化和模块化特点使其建设 阶段所需要的时间与成本都比传统核电机组更少，生产阶段的成本也更低。

根据 WNA 统计，截至 2024 年 8 月全球目前有 96 个 SMR 项目正处于设计开发阶段计 划，有 4 个处于建设阶段，有 2 个处于运营阶段。 SMR 的建设是达成 COP28 的 3 倍核电容量目标的必然要求。根据 NEA 测算，要实现 3 倍核电容量的目标，必须结合三种方式缺一不可：（1）在运核电机组延寿运行；（2） 建设大型第三代核电机组；（3）建设 SMR。 很多国家都正在积极推动 SMR 建设。欧盟在 2024 年成立欧洲 SMR 工业联盟以加速 SMR 建设，并计划于 2030 年代初部署第一批 SMR 项目；美国启动了 PHOENIX 计划，致 力于将燃煤发电厂转换为 SMR；英国建立 Great British Nuclear（GBN）机构，目的是在 世界各地选择最先进的 SMR 技术并且在下一届议会期间协助政府完成 2 项 SMR 投资决策； 俄罗斯和中国处于 SMR 技术发展前沿，当前 SMR 的在建项目和运营项目均来自这两个国 家。 OCED 和 NEA 预计 2030 年采用 LWR（液态金属冷却反应堆）技术路线的 SMR 将投 入市场，2035 年采用非 LWR 技术路线的 SMR 将投入市场。SMR 的安全性、灵活性与成 本优势将深刻地变革核电行业，并且将大幅拉动天然铀需求。根据WNA 的上行情景预测， 在假设 SMR 核电容量占全球容量 10%的条件下，2040 年天然铀需求将达到 184,300 tU。

长期供给

近年较低的勘探开发支出或将导致未来的供给受限

自 2011 年福岛核电事故后，全球核电发展受到压制，影响了天然铀需求并导致天然铀 价格持续处于低位，从而进一步使得天然铀一级供给持续收缩。2022 年后，需求快速恢复， 但是因为供给端的反应相对滞后，未来的供给周期和需求周期可能出现错配。 一级供给可以分为运营铀矿、停运铀矿、潜在铀矿三部分。运营铀矿可以通过增加产 能利用率的方式扩大生产，但是长期来看铀矿始终会面临寿命耗尽的情况；停运铀矿的复 产通常需要 12-18 个月，滞后性相对较小，但是停运铀矿的总产能占比较低；潜在铀矿开发周期长，所以我们认为潜在铀矿是分析供给周期和需求周期错配的关键变量。据 IAEA和 NEA 统计，2017-2021 年，全球勘探开发支出始终保持在低位，或会在未来影响供给。 考虑已有铀矿退出生产，和新增铀矿开始生产的情况，IAEA 和 NEA 预测了 A-II 和 BII 铀矿的产能情况。A-II 铀矿包括在运铀矿、承诺投产铀矿和闲置的铀矿；B-II 铀矿在 A-II 基础上增加了计划建设的铀矿和潜在开发的铀矿。在 2025E-2040E，A-II 铀矿产能将持续 减少；B-II 铀矿产能在 2030 年达到顶峰，随后持续减少。

天然铀行业特性可以避免一级供应增长过快

首先，公用事业公司绝大部分的天然铀交易都在长贸市场完成，只有小部分酌情的购 置通过现货市场满足。长贸市场的订单长达 6-10 年乃至更长，天然铀公司可以根据合约需 求决定生产数量，从而规避过度生产。 其次，在天然铀不是稀有矿物资源的前提下，主要生产商都能意识到过度生产对天然 铀价格的负面影响，因此近年来头部生产商都采取了有纪律的生产与销售方式以避免过度 供给。Cameco 明确表示不会建立过剩的库存；而且其年度产量通常低于年度交付额，通 过在现货市场和长贸购买天然铀以弥补差额，不仅控制了产出还支撑了现货市场价格。 KAP 采取市场导向的战略，并且主动减少产出。在 2017-2023 年，KAP 相比于铀矿底土协 议减少了 42,800 tU 天然铀产出，并且预计在 2024 年的产出相比于铀矿底土协议还会减少 6,000 tU。 天然铀的产量集中度与铀矿开采成本相关。根据 NEA 统计，截至 2021 年 1 月，全球 可开采成本范围内（<130 美元/kgU）, 天然铀储量为 6,079 千吨，其中澳大利亚、哈萨克 斯坦、加拿大、俄罗斯和纳米比亚储量占比分别为 28%、13%、10%、8%和 8%。进一步 细化开采成本标准，<80 美元/kgU 和<40 美元/kgU，截至 2021 年铀矿储量分别为 1,991 千 吨和 776 千吨，分别占总储量的 34.8%和 13.6%。目前全球低成本铀矿资源储量主要集中 在哈萨克斯坦。哈萨克斯坦的铀矿储量中，开采成本低于 80美元/kgU的部分占全球比例约 37%。相较之下，储量同样丰富的加拿大这一比例仅为 15%。

二次供应的持续消耗将继续维持供需缺口

正如在中期视角下所分析的，未来的供需缺口将不断地消耗二次供应。不仅如此，由 于历史上天然铀市场长期低迷，目前天然铀的二次供应库存已降至历史低位。根据WNA统 计，2018-2022 年年均一次供应缺口达到 23%，缺口主要由二次供应中的商业库存补足。 未来二次供应的继续减少已经成为行业和市场的共识。WNA 预测，2050 年二次供应在总 供给的占比将有所下降，未来仅能满足 4%-11%的天然铀需求。 此外值得提及的是，美国对俄制裁可能会引起浓缩铀环节发生工艺转变的趋势：欠料 供应（underfeeding）转向丰料供应（overfeeding）。原本欠料供应的工艺所能提供的二 次供应在未来或将不断减少。天然铀变为核电燃料需要经过转换（conversion）、浓缩 （enrichment）、制备（fabrication）等主要步骤，其中浓缩环节受俄罗斯制裁影响最大。 2023 年，俄罗斯浓缩铀产量在全球产量占比约 40%，是全世界浓缩铀产量最大的国家。浓 缩铀原本处于过度供给的状态，但一旦剔除俄罗斯的供应，浓缩铀供给就难以满足欧美地 区核发电需求。面临这种情况，欧美国家开始将提高本土浓缩铀产能提上日程。在产能补 足完成前，浓缩厂可以通过改变工艺以提升浓缩铀产量，丰料供应将导致浓缩环节需要对 天然铀有更高的需求。但是，部分欧美浓缩铀生产商还在观望状态，首先因为美国对俄制 裁法案中还有豁免条款，豁免的难易程度目前还具有不确定性；其次俄罗斯可能通过第三 国出口浓缩铀，美国具体的制裁执法细节也具有不确定性。另一方面，如果俄罗斯采取反 制行动，主动禁止浓缩铀的出口，那么欧美地区的浓缩铀供需关系将更快失衡。

供需关系：需要更高的天然铀价格鼓励新增供应

结合上述分析，我们可对长期趋势形成定量和定性的判断。 需求端方面，我们基于目前的在建项目与计划项目测算未来的天然铀需求；供给端方 面，我们参考 NEA 对未来铀矿产能的预测，并且加入产能利用率因素综合考虑。如果仅考 虑 A-II 铀矿（即运营、闲置、即将运营的铀矿）的供给，无论是 2030 年还是 2040 年，即 使产能利用率达到100%也无法满足关于核电天然铀需求的保守预测，更不用说满足诸如囤 积与投资的二次需求；如果考虑 B-II 铀矿供给（在 A-II 铀矿基础上，B-II 还包括潜在运营的 铀矿），在 2030 年供给能够覆盖核电天然铀需求的保守预测，但是由于 2040 年开始供给 覆盖率大幅减少，若产能利用率只有 80%的话未来将会出现供需缺口。而且，B-II 的产能 还取决于投产的时间线，如果部分大型铀矿的投产时间不及预期，那么供需情况会更加严 峻。 我们认为在更长期的供需关系中供需缺口持续存在的可能性高于供给过剩、需求不足 的情况。最核心的变化在于需求端，无论是政府转变能源结构以及实现能源安全的决心， 还是数据中心的蓬勃发展，或是 SMR 的远景目标，都是历史性的变革；而在供给端，由于 供给从低谷开始转向具有滞后性，加上主要生产商恪守纪律的生产销售模式，以及储量产 量高度集中化的供给端结构，还有不断消耗的二次供应，供给缺口的情况可能将会持续。

核电对天然铀价格不敏感

核电站对天然铀的需求弹性较小，因此我们预计即使天然铀价格持续上行，公共事业 公司对天然铀的需求也不会因此而受到压制。 最主要的原因是天然铀是核电发电的必需原料，而且天然铀成本仅占核电站运营成本 的较小部分。根据 IEA 统计，核电成本中，72%为运营与维护成本，余下的 28%则为燃料 成本。根据 WNA，在燃料成本中天然铀、转换环节、浓缩环节、制备环节分别占 41%、 8%、37%、14%。因此综合而言，天然铀成本仅占核电站全生命周期成本的 11%。 另一个原因是核电站停运后再重启的成本高达十几亿美元，核电公司保持持续运营的 投资回报率更高。以美国的核电站重启项目为例，Palisades（净容量为 805 MW）和 Three Mile Island-1（净容量为 819 MW）的预估重启成本分别达到 20 亿和 16 亿美元。而 一般来说一座净容量为 800 MW 的核电站每年需要购买的天然铀仅价值 2,250 万美元（假 设天然铀价格为 80 美元/磅）。

编辑：火腿肠