WNA2025 年预估：由于需求提升与国际形势变化，相对 2024 年 版本进行上调
目前核能贡献了全球 10%的电力发电量。全球核能发电占总发电量的份额比例从 2000 年 16%—>2010 年 12%—>近 5 年基本稳定在 10%。长期看核电是全球能源 发展的重要趋势，美、法、日已有核电机组获得延寿批准，支撑存量机组对铀矿的 换料需求。在建核电工程主要以中国和印度为主。
“WNA 视角的缺口叙事”： 全球口径上，WNA2025 版看法是：2025–2027 年靠“重启+二次供给”勉强平衡 （“二次供给不确定性高、一次供给释放慢”），2028 年后要看到更强价格信号才 能把尚未“明示”的新矿推进到形成可交付的新增产量，否则市场仍偏紧或出现缺 口； 中游环节，转化在新产能完全爬坡前处在持续短缺状态，浓缩虽“总体不缺”，但 由于去俄化造成区域性缺口，从而推高 SWU并通过“过料机制”（过度喂料机制， 指通过降低浓缩尾料（Tails Assay）中的铀-235 含量来减少分离功需求，但同时 会增加对天然铀原料（U3O8）的需求）向天然铀需求回传； 注：SWU（分离功单位），衡量浓缩工作量的单位，决定浓缩环节的“加工费”口径 区域口径上，西方“受限区域”的 SWU 缺口在 2025–2030 年最突出。
具体缺口对比
测算一：上游 U₃O₈/铀矿缺口
根据 WNA 最新预测：由于一次供给仍无法完全覆盖需求；而二次供给到 2026 年 将回落，这意味着价格中枢的“成本曲线抬升支撑”会持续存在。
Q：短期一次供给来源？A：扩产周期 15~25 年，2030 年已有矿山储量逐步 枯竭？
全球前十大的铀矿到期时间如下图，大矿产量对全球影响较大，整体占比达到57%。 根据已有明确投产计划表的项目统计，部分项目时间表早于 2026年，但产量规模并 不大。 头部企业现有探明的矿山储量在 2030-2040 年期间将逐步枯竭，与新增量有效对 冲，或支撑铀矿一次供给量可控的长期逻辑。若暂不考虑新增产量，其到期矿山或 为全球总供给带来 10%-20%的减量。
此外大部分公司受铀价价格低迷影响，自 2015 开始铀矿资本开支大幅下滑，致使 2030-2040 年期间投产的新项目数量受限。新项目从勘探开采到完全投产需要 15- 25 年周期，行业难以快速扩产。
Q：二次供应的快速释放是否会压制铀价？A：难以形成压制
核心原因如下： 总量有限且消耗加速：商业库存经过多年消耗，剩余量有限。自从一次供应转向 紧缺以来，商业库存持续消耗以弥补供需缺口，预计可释放到市场上的商业库存 水平将趋势性减弱。 技术和成本限制：乏燃料处理等二次供给来源受限于技术和成本因素，目前仅作 为供给储备，难以大规模放量。乏燃料回收的成本高于一次供应开采成本。 金融需求池锁定：金融机构（如斯普洛特实物铀信托基金 SPUT）通过锚定实物 铀并设置不允许交割的机制，形成了永久性需求池，这进一步收紧了市场上的可 流通供应，而不是增加供应。
具体而言，二次供应是指非开采渠道为核燃料链补货的铀，主要包括行业参与者释放到市场的库存和铀燃料循环中形成的供给，且通常被分为四大类（如下 表）。 行业二次供给占比仅 12~13%（不含 SPUT），难以对价格形成压制。受限于技术 和储备，难以大规模放量，且长期预计持续占比下降，见下表。 金融需求池（SPUT）：斯普洛特实物铀信托基金（SPUT）的设计机制不允许交 割，持仓规模只增不减，因而形成了永久性需求池。金融机构入场后形成的二次 需求，是影响铀价的另一重要因素。WNA 测算中红框中的二次供应不包括金融部 分，因为 SPUT 形成了需求，而不是供应。
测算二：中游 SWU 缺口计算
全球每年大约需要 5100 万 SWU（分离功单位，用于衡量铀浓缩所需的工作量）， 用来为约 400 吉瓦电（GWe）的大型核电机组提供 LEU 低浓铀燃料，这部分需求 将长期持续。 按地区看，由于“去俄化”（减少对俄罗斯供应链依赖），非俄体系在 2025–2030 年 将出现明显短缺，只能依靠几家欧美浓缩企业扩产（Urenco、Orano、Centrus）以和由美国财政支持的 HALEU（高丰度低浓铀） 路径来补，但这两条路都需要较长 时间进行前期建设。 同时，随着 SMR（小型与先进反应堆）加速发展，很多机型会采用 HALEU，其对 天然铀的“胃口”更大：按 NEA（经合组织核能署）统计，目前 SMR 项目平均每发 1 吉瓦电需 240.5 吨天然铀，比现行主流的 LWR（压水堆/沸水堆等轻水堆）高约 20%，这意味着一旦 SMR 上量，天然铀原料端与浓缩加工端都会更紧张。
假设以 2024 年的 WNA 的三代堆/SMR 装机与单耗拆到三种情景，并据此推算 2030/2040/2050 年的全球中游工作量 SWU 年需求。 随着过去两年对于未来核电装机预期的不断上修，NPEC的预测相对保守。乐观情 境下，2050年三代堆全球装机量有望达700GW，SMR全球装机量有望达 300GW，全球浓缩铀需求将达到1.70亿SWU/年，其中SMR对应需求约为8000万 SWU/年，是增长的主要增量来源。中性情境下，2050年全球三代堆全球装机量有 望达600GW，SMR全球装机量有望达250GW，浓缩铀需求增至1.44亿SWU/年； 悲观情境下，2050年全球三代堆全球装机量有望达600GW，SMR全球装机量有望 达200GW，浓缩铀需求增至1.3亿SWU/年。
产业链环节“从矿到电”的工序
铀产业全链条流程明确： 上游是天然铀开采与湿法冶金得到 U₃O₈“黄饼”； 中游先把 U₃O₈转化为 UF₆再进入气体离心法浓缩得到低丰度浓缩铀 LEU；随后逆 转化成 UO₂粉并加工成燃料芯块、燃料棒与燃料组件； 下游进入反应堆使用，尾部还有乏燃料的储存与再处理。
行业主要公司分布：铀产业链的特点是技术密集且高度集中，其上游和中游环节 主要由少数大型企业控制且对下游的核电站供应具有重要影响。这样的高度集中 叠加“去俄化”政策，使转化与浓缩处于定价与议价的上风端，价值重心向中游移 动；上游矿山在“低成本资源有限+新项目开发周期长”的约束下，则以“成本曲线抬 升→价格中枢抬升”的方式持续获得 β。
矿山环节情况
收入弹性主要来自现货与长单的组合，低成本矿（KAP 等）在高价期的利润弹性最 大；边界受“资源质量与复产、新建投放速度”的硬约束。 龙头矿山在 2030–2040 年进入存量递减期，新增项目受过往十年 CAPEX 回撤拖 累，低成本资源占比下降抬高成本曲线，从而抬升价格中枢。
储量/产量资源分布集中，与需求存在区域错配
储量：陆地铀矿储量相对稀缺。据世界核协会数据，截至 2023 年，全球已探明的铀 资源储量为 793.5 万吨金属铀（开采成本低于 260 美元/公斤），其中可采资源量为 592.57 万吨（开采成本低于 130 美元/公斤）。海水中铀矿资源丰富，但海水含铀浓 度低，1000 吨海水铀含量只有 3 克，海水提铀工艺复杂，成本较 高，目前尚难以大 规模商业应用。 产量：由于哈萨克斯坦是全球开采成本最低的国家，因此产品占比达到 43%。其成 本低于 40 美元/公斤铀的可采资源量超过该国总资源量的 50%。澳大利亚虽然已探 明铀矿资源量排名第一，但其开采成本较高，90%以上的 资源量开采成本在 80-130 美元/公斤铀。因此，WNA 基线里哈萨克斯坦的产能爬坡延后被视为行业的重要风 险。
收入弹性主要来自现货与长单的组合，衡量主要参与方成本较为重要
核心公司开采成本差异巨大。核心原因在于矿产所在地决定了开采难度、人工成 本和税率，下图为 KAP 成本结构，而 CCJ 的成本结构中 40%为人工成本，30% 为供应成本； 全球已确定的资源量中（部分可能还未开发），成本在 15 美元/磅以下的大约占 比 5%；成本在 30 美元/磅以下的占比 12%左右，绝大部分铀矿资源成 本位于 50 美元/磅-100 美元/磅； 从 下图看， KAP 位于曲 线几乎最 左端， 现金成 本约 $13/lb；Cameco 约 $15~24/lb，同属低成本梯队但明显高于 KAP。总体而言，KAP 在全球主流铀企 中处于绝对低成本位置。
浓缩环节情况
中游是政策与地缘的“价量枢纽“：中游转化与浓缩受益“去俄化+集中度高+扩产 慢”，价格与订单黏性强，这意味着在反身性很强的阶段里，浓缩端的价格黏性与盈 利稳定性，可能优于纯矿价 β 的上游。 从更长的技术驱动看，SMR/HALEU 会通过更高的单位分离功消耗把浓缩端的度量 单位从“吨 U”切换为“SWU”（分离功）体现，对应的是中长期更强的中游 α。
行业进入门槛极高，全球主要共有四家铀浓缩厂商
分别为 Orano、Rosatom、 Urenco 以及中核集团下属企业，根据 WNA 数据， 2022 年产能分别为 7500、27100、17900、8900 thousand SWU/yr。其中，Tenex （Rosatom 旗下）曾长 期占据全球约 40%的市场份额，但因地缘政治风险正逐步被 欧美客户替代；Urenco 和 Orano 合计占据约 40%，是西方主供应商。 浓缩厂属敏感核设施，受到国际原子能机构（IAEA）严格监管，并需接受联合国 《核不扩散条约》约束。国家层面一般需设立严格核材料跟踪、储运、 安防系统， 取得运营许可周期长、审批复杂；具备“军民两用”潜力，容易被视为战略风险目标， 新进入者面临极高的安全与合规门槛。
卡梅科于 1988 年由加拿大两家皇家铀燃料公司合并而来，并于 1991年、1996 年分别于加拿大、美国上市。 最新产能全球市占率 22%。公司拥有美国第三代铀浓缩技术独家许可商 GLE 49%股份、以及全球核电技术鼻祖西屋公司 49%股份，是全球核电产业链上市 公司中唯一从铀开采、转换、浓缩，到燃料组件、核电设计、电站 EPC、电站 运维完整一体化布局的企业。 脱胎于皇家铀矿公司，公司在政策合规层面拥有信誉保障和先发优势。根据铀 项目非居民所有权政策（NROP）：铀矿首次商业化投产阶段，外国公司所有 权不得超过 49%，除非证明该铀矿产业实际上是由《加拿大投资法》所定义的 加 拿大实体控制，或证明在当地无法找到加拿大合作伙伴。
公司核心业务主要基于天然矿和燃料服务业务，收购西屋后，西屋成为公司重要利润来 源之一。 公司收入=80%天然铀开采+20%燃料服务业务。公司 adj EBITDA=61%天然铀开采+7%燃料服务业务+32%西屋。
公司旗下资源：高品位、低成本
卡梅科旗下矿山分为 Tier-1 和 Tier-2 两级。Tier-1 矿山 McArthur 、Cigar Lake、JV Inkai（持股 40%）相比 Tier-2 矿山开采成本更低，矿山储量更 大。 2000 年和 2015 年 McArthur 、Cigar Lake 陆续商业化投产后，替代 Tier-2 矿山成 为公司供给主力；Tier-2 矿山 Rabbit Lake 和 Smith RanchHighland & Crow Butte 产量占比由 2014 年 30%下降至 2016 年 8.5%， 2017-2018 年完全关停。
根据 UxC 数据披露，McArthur River 和 Cigar Lake 两座主矿在稳态时的平 均运行成本分别约 $16.7/lb（McArthur）、$19.5/lb（Cigar Lake）；但 2023 年复产爬坡，当年平均开采成本高一些（$26/$32） CCJ 与头部铀矿公司 KAP 成本接近（2023 年单位现金成本约 $13/lb，属 ISL（原位浸出）低成本阵营）。相比澳大利亚、纳米比亚、尼日尔等其他 铀矿主产区成本占优，且远低于 2024 年上半年天然铀平均现货价 $84.25/lbs 。
因素一：浮动定价占比提升释放毛利提升弹性
卡梅科历史上采用长协销售模式，因此过去其销售均价对现货铀价上涨的反应速度 滞后于同行。2025 年后伴随老订单交付结束，新订单在取消固定价目标后将与市 价更为挂钩，公司毛利率具备弹性。 参考：2022-1H24，现货铀价从$50/lbs 涨到$91/lbs ，同行如哈原工的销售均价涨 价幅度为 44%（从$43/lbs 涨到$62/lbs)，同一时间公司只有 27%。
公司市场调节订单占比情况，2024/2025 占比达到 70%，对毛利率形成支撑。
因素二：自产低价格铀替代外购高价格铀，产销结构变化带来毛 利率提升
成本端来看，卡梅科通过生产、现货与合约购铀共同完成长协订单交付。由于外购 较多，因此公司过去几年毛利率明显弱于行业，甚至净利亏损，除长协交易价滞后 现货铀价上涨之外，还因公司自有铀矿产量低于每年长协交付量，被迫通过市场买 铀完成履约。
因素三：收购西屋带来产业链一体化优势
公司拥有美国第三代铀浓缩技术独家许可商 GLE 49%股份、以及全球核电技术鼻 祖西屋公司 49%股份，是全球核电产业链上市公司中唯一从铀开采、转换、浓缩， 到燃料组件、核电设计、电站 EPC、电站运维完整一体化布局的企业。
收购的 GLE 与西屋公司为公司巩固了技术优势带来的市场地位，而且预计西屋作 为全球一半以上核反应堆技术供应商将持续为公司提供利润。
因素四：立足北美，北美客户占比 44%，有望成为美国核电复 兴”的核心受益方
北美自治的核燃料供应链具备战略溢价。CCJ 的资源、转化与客户都高度北美化， 叠加它对西屋的股权，使之天然成为“美国核电复兴”的核心受益方。目前 KAP 在美 国需求中占比 30%，公司销售价格相对 KAP 已具备优势，公司市占率仍有提升空 间（2023 年 22%)。
公司在铀业务板块已与全球 41 家客户签订合同，销售约 2.2 亿磅八氧化三铀 （U₃O₈）；在燃料服务板块，已与全球 34 家客户签订合同，销售约 8500 万公斤 六氟化铀（UF₆）转化产品。向 16 个国家的核电企业销售铀和燃料服务产品。 客户相对集中，最大五家客户占比：精矿环节客户占比 58%；转化环节 59%；以北美为主：精矿环节客户占比 44%；转化环节 50%。
收入及盈利预测
销量方面，公司在长协上仍保持审慎、以条款优惠性优先于数量的策略，年交付量基本维 持在 32–35 区间。结合最新数据，2024A/2025E/2026E/2027E 的销量分别为 33.6/32.8/34.3/34.6 mn lbs。 产量与采购方面： 公司通过自产与外采并举以维持产销平衡、稳定销货成本。公司强调 2025 年“优质”铀源采 购需求有限，而自 2026 年起，在全球天然铀供需缺口扩大及美国对俄铀豁免到期的支撑 下，长协签约与交付量有望逐步抬升。因此鉴于客户选择、谈判与履约周期较长，且公司在 2024Q3 对全年交付的指引较年初并无明显上调，短期自产交付我们预测相对保守，后期逐 步爬坡。 具体而言：①核心矿山包括加拿大的 McArthur River/Key Lake（权益 69.81%）与 Cigar Lake（权益 54.55%），2024A 至 2027E 的产量路径为：Cigar Lake 9.2→10.0→9.9→9.9 mn lbs，McArthur River/Key Lake 14.1→10.5→12.7→12.8 mn lbs。②外采部分（含 Inkai 权益量及其他购铀）在 2024A/2025E/2026E/2027E 分别为 10.9/10.9/11.7/11.9 mn lbs。 从供需匹配看，2024A 的“自产+购铀”合计约 34.2 mn lbs，略高于销量 33.6 mn lbs，有小 幅结转；2025E 合计约 31.4 mn lbs，对应对库存动用约 1.4 mn lbs；2026E/2027E 分别约 34.3/34.6 mn lbs，与销量 34.3/34.6 mn lbs 基本匹配。整体上，公司在控制签约质量与稳 步提升产能的框架下，产销节奏良好，为后续在需求改善阶段的交付增长留出弹性。
销售均价：Average realized price 在 2022–2024A 由 57.85→67.31→79.70，2024A 同比 增 18.4%。展望 2025–2027E，公司销售均价预计为 88.42/99.81/106.74，对应同比 +10.9%/+12.9%/+6.9%。整体呈台阶式上行，反映长协锁价上移与现货拉动的共同作用。 销货成本（COGS）：综合成本“Produced and purchased costs”在 2022–2024A 为 45.40/53.43/53.88，2024A 基本持平（+0.8%）。2025–2027E 预计 59.13/62.29/64.67， 增速逐年放缓（+9.7%/+5.3%/+3.8%）。结构上，生产成本在 2024A 降至 31.35（同比 - 12.2%，受产线爬坡与效率改善影响），随后于 2025–2027E 回到 35.94/37.12/37.87； Purchased cash cost 受外采价格抬升与采购结构影响，2023A–2027E 由 81.02→102.04→102.76→110.90→115.78，增幅分别 +25.9%/+0.7%/+7.9%/+4.4%，但由 于自产占比提升与组合优化，传导至综合成本的压力明显缓和。
价差与单位毛利：在上述路径下，“销售均价—综合成本”每磅价差由 2022–2024A 的 12.45/13.88/25.82 逐步扩大，2025–2027E 进一步提升至 29.29/37.52/42.07。显示在综合 成本温和抬升的同时，均价更快上行带来持续的毛利改善。
公司整体层面，Total Adj. EBITDA 从 2022A 的 883.2mn USD 提升至 2024A 的 1,955.3mn USD，同比增速分别为 +73.5%（2023A）、+27.6%（2024A）；展望 2025E/2026E，预计分别达 2,445.5/2,776.1mn USD，对应 +25.1% / +13.5% 的增长，较 2022A 至 2026E 的复合增速约 33%。增长动能主要来自铀矿与西屋业务的持续放大，叠加 燃料服务修复。 分部来看： 1、Uranium 仍是核心驱动：由 835.0（2022A）→1,181.2（2023A）→1,207.8 （2024A）mn USD，并在 2025E/2026E/2027E 进一步升至 1,668.8/1,831.0mn USD（同 比+38.2%/+9.7%）； 2、Fuel Services 在 2023A 因周期与结构因素短暂回落至 144.9，随后 2024A–2027E 依 次恢复至 225.4/271.8/326.1mn USD，呈台阶式上行； 3、Westinghouse 的 Adj. EBITDA 则从 100.9（2022A）快速放大到 482.1（2023A） /815.2（2024A）mn USD，在 2026E/2027E 预计为 781.9/901.0， EBITDA 的持续扩张与 重组因素边际弱化，西屋对集团利润的贡献预计持续维持正向支撑。 3、Other 项保持负值但规模可控（约 -225.2 → -282.0 mn USD 区间），对总额的拖累相 对稳定。
整体来看：2025–2027 年公司总营收分别为 3,489/4,037/4,367（同口径单位，下 同），对应同比+11.3% /+15.7%/+8.2%（基于 2024A 收入 3,136）。同期毛利率持续 增长，为 34%/39%/41%，归母净利润预计为 707/1,119/1,335。同时，公司投入将持 续，预计资本开支（现金流出）为 335/403/403。整体看，营收保持稳步扩张、毛利率 持续抬升，利润自 2025 年起加速改善。
公司壁垒与发展前景显著
Centrus 是美国仅有的两家被授权生产商业低富集铀(LEU)的公司之一，并且是唯一 一家拥有高浓度低富集铀 (HALEU)生产许可证的公司，也是全球唯一的上市的非国有 实体提供富集服务。 美国目前仍主要依赖俄罗斯进口，需求巨大：根据 EIA 的数据。美国产 SWU 的比例 为 28%，而外国产 SWU 占其余的 72%：俄罗斯贡献的 27%、法国贡献的 12%、荷 兰贡献的 8%、英国贡献 的 7%和德国贡献的 6%。由于俄罗斯占比较高，美国为此也 设立了 2028 年前的豁免协议，使得国内可以逐步实现替代； 鉴于美国和俄罗斯都对富集铀实施了贸易管制，多样化其供应来源的客户的大量需 求，在未来 10‑15 年内这可能支持一个 15 亿美元的 TAM+ ，而 Centrus 市占率可能 达到 5‑15%。
美国市场情况
特征一：美国目前超 7 成依靠海外市场，预计 2025 年将出现约 720 万 SWU 的供应缺口，2030 年仍有约 510 万 SWU 的缺口 。行业以长期合同为主：根据 EIA 的《Uranium Marketing Annual Survey》， 可以看到美国民用核电站业主/运营商目前主要在交付 202 年度”购买的浓缩 服务。由于核燃料供应需要具备长期性与安全性，接近 9 成通过长期合同锁 定，现货仅 12%。而目前美国现货几乎全靠海外，意味着如果国内短期需求 调整主要依靠外部市场是否支持。 具体来看：超过 7 成来自海外浓缩商（主要是欧洲 Urenco、法国 Orano， 俄罗斯 Tenex 交付），暴露出本土浓缩产能偏弱的结构性问题。 以美国、西欧、中欧及乌克兰为代表的“受限区域”为例，预计 2025 年将出现 约 720 万 SWU 的供应缺口，2030 年仍有约 510 万 SWU 的缺口。
特征二：行业扩产难度。投入资金巨大，每百万 SWU 需花费约 10 亿美金，以下是主要公司的投入成 本。
公司单位经济模型
皮克顿（Piketon）项目缺乏明确的公开信息，这为公司长期前景的多种结果打开 了可能性，核心假设如下： 目前级联建设：预计需要 42 个月才能使第一级联投产(包括供应链准备)，36 个 月用于第二级联，然后每增加一级级联需要 2 个月； 投入则参考上文所述竞对情况； 假设 90%的项目所需资金来自政府。
公司现金储备充足，足以支撑第一阶段发展
公司拥有稳健的现金储备：期末现金及等价物已由 2022A 的 180、2023A 的 201，提升至 2024A 的 671，并在 2025E–2027E 维持在 736 的高位；同时，4.025 亿美元、票息 2.25%、2030 年到期的优先可转债发行到账，进一步充实了流动性与项目资金来源。 现金变现能力显著改善：现金变现比例从 2023A 的 0.11 低点回升至 2024A 的 0.51，并在 2025E/2026E 显著抬升至 1.86/1.85（2027E 1.32），表明经营性现金对收入（或对应口 径）覆盖度明显增强。 偿债安全边际保持充足：利息覆盖倍数虽然从早期高位回落，但自 2025E 起仍稳定 在>5x——分别为 7.66x/7.26x/8.98x（2025E/2026E/2027E），处于安全区间。 整体杠杆状况稳健：在高现金余额与低利息负担支撑下，公司仍处于净现金、低杠杆状 态；即便考虑上述可转债的计入，账面资金与经营现金流的改善足以对冲债务成本，资本结 构保持稳健。
公司现金储备充足，足以支撑第一阶段发展
LEU 板块：目前约 80%的业务来自 LEU（经纪商-交易商）板块，全年相对稳定、季度受 公用事业补货节奏影响（通常 Q2/Q4 下单，交付跨度 18–24 个月）。Centrus 同时销售 SWU 与铀（主要为 UF₆ 库存），并沿 SWU 定价曲线 与公用事业签约，因此不同合同毛 利会高低不一。 历史与预测口径显示：LEU Segment 收入自 2019A $169.4m → 2024A $349.9m（+30% YoY）→ 2025E $362.2m，随后在新增 SWU 供给受限、公用事业采购回归常态的假设 下，2026–2030E 逐步回落至 $95.5m；SWU 收入在 2025E 高点 $321.4m 后亦见回落， 铀收入随库存与机会性销售波动。公司在 SWU 市场底部锁定自身供给，价格上行周期有望 捕捉更高毛利；我们在测算中取处于 25–40% 区间中枢的约 30%毛利率以反映稳健性。基 于经营与历史表现，LEU 板块每年可产生约 $3–4 亿自由现金流，若后续可提供更多 SWU，现金流仍有温和上行空间；但考虑 Piketon 建设的高资本强度，LEU 对集团 Capex 的对冲作用预计有限。此外，2028 年俄罗斯退出市场带来的价格支撑有望部分对冲 TENEX 合同受限带来的量损。 CTS（Technical Solutions）板块将成为长期最大的价值驱动。CTS 为 Centrus 及国内核 工业/政府扩张提供先进制造、工程与技术支持,CTS 收入由 2019A $0 → 2023A $51.2m → 2024A $92.1m，并自 2025E 起按 $100.7m/年 持平至 2030E；其收入占比也由 2024A 的 21%提升到 2030E 的 51%。 我们在模型中的长期假设明确锚定DOE（美国能源部）相关合同：LEU/HALEU的研发与部 署，新增规模、顺序与节奏主要取决于 DOE 任务订单与资金拨付。因此，在未看到新的 DOE 任务之前，维持 $100.7m/年的平稳假设；上行弹性来自 HALEU 规模化与本土价值链 扩张，下行风险在于 DOE 预算与招标节奏的变化。
收入端在 2024A 之后维持高位：总营收 2025E 较 2024A 小幅增长、2026E 回落、 2027E 持平略降；毛利率由 2024A 的 25% 抬升至 2025E 的 34%，随后在 2026E/2027E 回到约 30%。对应的归母净利润为 90/64/60（2025E/2026E/2027E）。 同期资本开支趋于常态化，预计 2025E/2026E/2027E 分别约 25/30/30。 更远期看，预计现金流呈“前期投入、后期释放”特征：在 2029–2033 年受投入与产能 爬坡影响，自由现金流偏弱；2034E/2035E FCFF 明显转强至 343/347，带动估值抬 升。在 2.0% 终值增长假设下，DCF 模型测得的 12 个月目标价为 247 美元/股（合并口 径），新增项目与扩产可选性是估值的主要驱动。
公司业务概览：下一代小型核反应堆(SMRs)中的高潜公司，仍为 典型的“双无”公司，关注公司收入 Pipeline 与资金储备
Oklo 正在建设下一代小型核反应堆(SMRs)，并将直接向客户销售固定、长周期的 电力。 公司采用垂直整合的建设‑拥有‑运营模式，受益于 AI 与数据中心能源需求爆发。小 型模块化反应堆（ SMR）技术更受青睐。Oklo 开发的快速裂变电站及 Nano 的便 携式微反应堆直接契合这一需求，股价因此受益。 公司通过签约长期电力客户并内部管理部署，直接向数据中心、工业和政府客户销 售清洁、稳定的电力减少了市场摩擦，避免采用新技术遇到的问题。
Oklo 于 2024 年 5 月通过 SPAC 合并在纽约证券交易所上市。上市后公司的商业化进程与行政审批明显提速。 2024 年 10 月，公司获得美国能源部（DOE）爱达荷国家实验室（INL）的场地使 用许可，为首个商业核电站项目奠定基础。 2025 年 2 月，公司以 2500 万美元全股票交易收购 Atomic Alchemy，拓展放射性 同位素生产业务。 2025 年 5 月，特朗普政府发布四项促进核能的行政命令，Oklo CEO 受邀出席签署 仪式。 2025 年 6 月，公司完成 4.6 亿美元增发，加速 INL 部署及燃料供应链建设。
公司核心优势
1、Oklo 因 Altman 的董事会主席身份备受关注，长期订单有望得到保证： OpenAI 创始人 Sam Altman 参与的千亿美元级 AI 数据中心计划，强化核能作为能 源基荷的预期。 2、受政府支持，有潜力在美国部署首个商业小型模块化反应堆(SMR). ①优化 COLA 申请流程，并前置申请：预计在首批经验基础上，后续机组的审查 可显著压缩（最短约 7 个月）。1）2025-03 启动 NRC 预申请评估，并于 2025- 07-17 完成，结论为无重大缺陷，为正式审查提速奠定基础；2）计划 2025 年 Q4 提交 COLA，卡位 ADVANCE 法案降费窗口（审查费率由 $323/h→$146/h），成 本更优；3）已与 DOE 签署 MOA，拿到 INL 场址勘察（含钻探）权限；2025 H2 启动预建设，目标 2027Q4–2028Q1 首次商业投运。 ②与政府的合作与支持，有望布局首个 SMR。1）DOE 试点：入选 DOE 反应堆 试点计划（两座 Aurora +一座 VIPR/Atomic Alchemy），首堆项目：INL 15MW Aurora；DOE 承诺提供全部 HALEU 燃料（约 5 吨），并推动释放政府库存（含 钚基材料），显著降低早期燃料风险；2）国防方向：获 DLA（美国国防后勤局） 针对阿拉斯加 Eielson AFB 15MW 的授标意向通知（NOITA）。3）多站点示范： 与 SODI 合作建设两座 15MW 示范机组。 3、公司在数据中心赛道上率先拿到业界最大储备订单（>14GW,占行业 30%）。
核心关注点—收入：公司在数据中心赛道上率先拿到业界最大储 备订单，走“先锁客户、再解落地”的商业步骤
数据中心扩建推动核能公司发展
数据中心用电到 2035 年预计翻倍，总负荷逼近 80–90GW；增量主要落在 PJM、ERCOT、Northwest 等大电网。这意味着大型 IDC 需要长期、可预测的 基荷电源，给先进核能打开合同窗口。 行业层面，IDC 与核能的 MOU（谅解备忘录）/LOI（意向书）/框架协议已达 ~47GW（2025Q1），处于“从框架走向绑定”的早期阶段，后续将随场址、许 可、燃料与融资到位，逐步转为 PPA（购电协议）并进入交付。 OklO 已获众多订单：已披露管线 >14GW，约占行业公开意向量的~30%。代 表性包括 Switch 12GW（长期主电力框架）、Equinix 500MW（已有预付 款）、Prometheus 100MW、RPower 75MW，以及两家未披露合计 750MW。 整体履约窗口预计自 2027–2028 起分期释放。
具体而言：Oklo 已宣布与多个客户签署非约束性协议（MOU/LOI）。这些协议目前 不具有约束力（contingent non-binding），需持续关注合适转化为具有约束力的 PPA。
后续核心关注节点：OKLO 与 DOE 合作紧密，OklO 的第一个项目计划在 DOE 的 爱达荷国家实验室（INL）进行，是否能如期在 2027 年底至 2028 年初进行商业运 营。 DOE 提供项目全部 5,000kg 的 HALEU，Kiewit 将负责项目的工程设计采购和施工服 务。项目早期工作从 2025 年第三季度开始。DOE 与 OKLO 还被选中参与 DOE 新成 立的反应堆试点计划下的三个反应堆试点项目，该计划的目标是在 2026 年 7 月 4 日 之前，至少在三个试验反应堆中实现临界状态。
核心关注点—落地：公司前期已完成从前期评估到后期具体问题 解决过程
1、落地方式总体思路：“自建—自有—自运营（Build–Own– Operate）”与直接对客户售卖“电+热”的模式，公司提供三种功率规 格产品以满足不同客户需求
这种模式与数据中心、军方/科研园区的“保底负荷+长期合同”需求天然匹配，也 把公司收益结构锚定在稳定的服务费上。 OKLO 与客户签订长期购电协议（PPA），合约期限通常超过 20 年，属于超长 期合约，能够保障稳定的长期现金流。同时 PPA 协议还可以进行抵押融资，使公司获得资金进行扩大再生产。 该系列产品提供三种功率规格以满足不同客户需求： 15MW 反应堆：首个示范项目部署于爱达荷国家实验室（INL），计划 2027- 2028 年投运，初始建设成本预计 6000 万美元（约 4,000 美元/kW）。 50MW 反应堆：针对中型客户的解决方案，首台机组建设成本预计 1.5 亿美元 （约 3,000 美元/kW）。 75MW 反应堆：主力机型，适用于大型数据中心和工业客户，首台机组建设成 本预计 2.5 亿美元（约 3,000 美元/kW），未来通过规模化生产可降至 1 亿美元 （约 1,333 美元/kW）。 公司还计划未来推出 100MW 升级版本，进一步扩大容量范围。
UE 具备规模效应：OKLO 的首台机组（FOAK）的 IRR 约 14%，规模化后 （NOAK）可达 18%，长期 EBITDA 利润率超 60%，显著高于同行，具备较强 的盈利潜力。 价格假设：收入主要来源于电力销售。通过长期购电协议（PPA）向客户出售 电力，假设初始 PPA 合同签订价格为每兆瓦时 120 美元，随着单位成本改善和 项目规模增加，到 2032 年下降至每兆瓦时 111 美元，假设价格从 2035+开始以 2%的速率开始上涨。与近期大型核电项目 PPA 价格（85-125 美元/兆瓦时）一 致。 Investment Tax Credit（投资税收抵免）对度电价格存在影响，（例如美国 《通胀削减法案》下的技术中立 ITC（投资税收抵免），通常基础比例可到 30%，满足附加条件还有加成），等于用税抵或税股权把一部分合格资本开支 冲减掉，所以回报/NPV 会更高、平准化成本更低。
原材料：是公司短期风险最集中的地方，需持续关注公司是否能 把“燃料侧的长期不确定性”转化为成本端的竞争力。 SMR 目前商业化最直接的制约因素是 HALEU，几乎所有商业化规模的 HALEU 生产都在俄罗斯，而西方有意义的富集能力最早也要等到 2020 年代末才能实现。目前的美 国产量仅限于小规模的能源部支持试点项目. 长期测算：公司目前 HALEU 需求受全球 HALEU 开发量限制，以长期管线假设进行模 拟测算，公司 2032 年的原料需求就占到目前全球产能的 23%，如果不能有效获得 HALEU，公司远期收入将受到影响。
目前来源：OKLO 采用三管齐下的燃料策略（政府配额、商业合作、长期回收）来确 保燃料供应的韧性，DOE 支持公司首堆用料，但后续开发仍需要公司不断扩大合作上 游和其他方式来源（回收&多燃料选择）。
1、政府配额&商业合作
2、回收&多燃料选择：均预计 2030 年前后获得实质替代，需要通过持续追踪了解落 地性。
1）回收：OKLO 正与替代富集和回收技术合作，例如 Hexium 的 AVLIS 方法（原子 蒸汽激光同位素分离技术）和 Lightbridge 的共址回收概念，这些技术可能在从中到长 期内提供更低成本的供应方案。
里程碑： OKLO 于 2024 年 7 月 17 日宣布其燃料回收技术端到端示范成功。 回收的燃料来源： OKLO 的快堆可以使用回收自现有核电站的乏燃料以及未来先进反 应堆的回收核材料。 回收设施时间表： OKLO 旨在在 2020 年代末建成燃料回收设施，并目标在 2029 年至 2030 年开始运营。 外部机构测算其回收路径有望把燃料成本下降 70%–80%（OKLO 的快堆设计可以直 接利用钚基燃料，其成本比新鲜 HALEU 低 70%–80%），这对“服务费+长协”的 LCOE 定价是重要的中长期 β。
2）多燃料选择
正在落地：OKLO 的快堆设计可以直接利用钚基燃料（钚-239/241，同样有裂变核 素，但后处理门槛更高），这一方法已在法国和日本得到验证，这可以大大缩小和之 前 30‑40 座奥罗拉工厂的高富集铀差距，而能源部正在将过剩的钚民用化。 明年开始：OKLO 在 INL 的同位素试点项目将于 2026 年开始（收入 500 万美元）， 并将在 2030 年代初扩展到>1 亿美元/年。
Q：公司成本敏感性？ 参考 OKLO–Centrus 的谅解备忘录：“中位”假设下每公斤 HALEU 的构成约为：铀矿 +转化 $6,455+$1,850，富集环节在 47.5 SWU/kg × $262/SWU ≈ $12,445，合计 ≈$20,700/kg； OKLO 自身给出的区间为 $7,591 / $15,428 / $26,039（低/中/高），而 NIA(2023) 行 业测算在 $23,725/kg 附近。代入公司 UE 模型，可以看到当 Capex 为 $2,000– $3,000/kW 时，项目 IRR 随 HALEU 成本每上升 $2,500/kg，大致下降 0.9–1.2 个百 分点： ①高层本定价：若按 NIA ~$23.7k/kg（对应 $22.5k–$25k 档），IRR 压缩至 ~11%→~9%（从 $2,000/kW 到 $3,000/kW）； ②中成本定价：在$20,700/kg（OKLO 中位+以 Centrus 成本计）的情形，IRR 约为 12–13%（$2,000/kW）、~11–12%（$2,667/kW）、~10–11%（$3,000/kW）； ③低成本定价：若 HALEU 能接近 $7.5k/kg 的低位，IRR 可达 ~20%（$2,000/kW） 左右。 因此，HALEU 单价与单位装机 Capex 的双因素将显著重塑项目回报：单位成本若 停留在$20k+，需配合 ≤$2,000/kW 的投资强度方能维持 低双位数 IRR；而在$23– 26k/kg 区间，IRR 将逼近 10% 的底线，对融资与投运节奏更为敏感。
资金储备：目前现金储备充足，足以完成公司首个与 DOE 合作 的 SMR 项目
简单测算：目前现金能力可覆盖 3.14 年，足以完成公司首个与 DOE 合作的 SMR 项目。
根据管理层指引，OKLO 预计 2025 年经营活动净现金消耗（CFO Burn）在 $65M 至$80M 之间。 如果以 2024 年底的现金储备（$228M） 和 2025 年现金消耗（中位数 $72.5M）计算，Runway 大致为$228M / $72.5M ≈ 3.14 年（仅考虑 CFO 消 耗，未计入 2025 年后急剧增加的资本支出）。
（本文仅供参考，不代表我们的任何投资建议。如需使用相关信息，请参阅报告原文。）
