核电装机需求、供给及价格走势分析

全球核电再启动，铀矿十年等一回。

1.需求端：全球政策共振，核电年新增装机规模有望重回 1970-80s 鼎盛时期

回顾历史，核电增长主要受传统能源供给缺口驱动的能源转型需求所催化。第一次全球核 电装机爆发发生在 1970-1980 年，期间全球年均核电新增装机达到 17GW，最高单年新增 装机突破 30GW，主要系石油危机期间 OPEC 对西方国家实施石油禁运并大幅度提高原油 价格，叠加工业化国家对能源需求增加引起传统能源供给缺口急剧扩大所致。进入 1980 年 代后期新增装机规模大幅缩水，主要系传统能源供给侧修复，全球能源紧缺态势缓和，叠 加重大核安全事故发生，核电发展进入修整期，体现为在 1990-2020 年间年均新增装机下 滑至 5GW。

全球能源转型、能源安全与能源需求增长交织，核能清洁、稳定、安全属性有望推动核电 新一轮装机增长。1）核电站具备长寿命，且燃料成本占比较低，受能源价格波动影响小， 具备全生命周期经济性优势；2）新能源渗透率走高，电网稳定性挑战随之加剧，核电稳定 性和可控性强化其作为可控装机在电力系统的角色优势，保障基础电力需求，支撑电网系 统安全；3）核电是零碳排的清洁能源，发电过程几乎不产生温室气体和污染物，有效减少 碳排放，助力达成碳中和目标。随着发展中国家工业化带动电力需求增长，以及发达国家 AI 算力带来电力需求二次腾飞，电力供给重新成为瓶颈环节。叠加波动新能源发电比例提 升，核能有望成为同时满足能源安全、能源增长与能源转型的可控能源形式，带动新一轮 核电装机起量。我们预计 2024-2035 年全球核电新增装机将重回 1970-80 年代高峰水平， 年均新增装机有望超过 15GW/年。 体现在政策端，COP28“三倍核能宣言”以及 G7“2035 退煤宣言”标志着海外核电政策 全面复苏，电力供给“煤转核”趋势起步。2023 年 12 月 2 日 COP28 会议中，美国牵头 22 个国家加入《三倍核能宣言》，共同推进到 2050 年将全球核能容量增加两倍，达到目前 容量三倍的目标。2024 年 4 月 30 日，由德国、法国、英国、意大利、日本、加拿大和美 国组成的西方 7 个工业化国家达成协议，预计 2035 年逐步淘汰燃煤发电。

我们预计 2023-30 年间全球在运核电装机增长 40%，2030 年后小型堆 SMR 开发接力。 我们预计 2030 年全球核电装机规模将达到 516GW，2023-30 年增量机组将达到 130.9GW， 相比 2022 年已运行存量机组 378GW，2023-30 年装机增长约 40%。按地区拆分来看，发 展国家是需求增长主力，贡献 89.4GW 新增装机，其中中国贡献 54.7GW，占全球总增量 48.6%。来自发达国家增量 41.4GW 中，18.3GW 新增装机系暂停或退役核电的重启，占增 量 14.0%，主要由日本的 17.6GW 构成。

核电装机规模提升拉动铀矿需求，投产高峰带来铀需求前置效应。核电站对铀燃料需求分 为两部分：1）新建机组首次装料前 2~3 年采购一个完整循环的天然铀，重启机组在并网前 一年购入，投产前每 GW 装机对应约 540 吨 U3O8 需求；2）核电站并网第二年起每年更 换 1/3 铀燃料，每 GW 对应 180t U3O8/年。结合 2022 在运装机和 2023-2030 装机节奏， 我们预计全球核电站对天然铀需求 2022 年为 7.9 万吨，2030 年增长至 9.7 万吨以上。

2.供给端：一次供给维持紧张，二次供给趋势向下

一次供给：维持 10%供需缺口，铀矿与核电站区位、寿命不匹配加剧供应风险

全球天然铀供给集中于哈萨克斯坦、加拿大、纳米比亚、澳大利亚等国。存量方面，2022 年全球产出 CR5 为 85%，分别为哈萨克斯坦 43%、加拿大 15%、纳米比亚 11%、澳大 利亚 9%、乌兹别克斯坦 7%；增量方面，2030 年天然铀新增产能主要来自哈萨克斯坦和 加拿大，贡献全部增量约三分之二，纳米比亚和尼日尔约占 20%增量。

我们自下而上梳理，预计全球天然铀矿产出 2022年 5.8万吨 U3O8，2030年 8.5万吨 U3O8， 但 2030 年全球核电铀需求预计达到 9 万+吨 U3O8，仍存在约 10%供需缺口。我们认为铀 矿产能端虽随需求和价格上行有所增量，但受制于长开发周期和地缘风险等因素，供给增 长存在一定的不确定性： 1. 短期（2023-2026 年）供给增量来自重启矿山，至 2027 年重启矿山产量合计约 1.5 万 吨 U3O8，重启矿山以 2016 年后暂停生产的铀矿为主，主要系其仍具备开采许可和场 地设备易于启动。目前主要重启增量为 Cameco 公司的加拿大 McArthur River/Key Lake 项目（2022 年有序复产，满产约 6804t U3O8）、Paladin 和中核集团合资的纳米 比亚 Langer Heinrich 项目（2022 年重启，满产 2776t U3O8）和 Boss Energy 的澳大 利亚 Honeymoon 项目（2022 年重启，预计 2027 年爬产至约 1111t U3O8） 2. 中期（2026-2028 年）供给增量来自新增矿山，至 2030 年新增矿山产量合计约 8400 吨 U3O8，贡献当年产能约 10%。我们认为应谨慎看待新开矿山落地节奏，主要系过 去十年全球铀矿勘探与开发投资额持续回落，根据 IAEA 数据，2021 年投资额为 3.5 亿美元，仅为 2014 年高峰时期的 12%。叠加新增矿山集中于发展中国家，受地缘政治 和国际贸易风险影响可能造成供给波动性。预计这一时期内的新增矿山主要系哈萨克原 子能 Budenovskoye6&7（满产后年产能可达 7075t U3O8）和 Inkai3（储备量约 9.8万吨 U3O8，目前已启动试生产，预计四年共开采 827 吨 U3O8），以及加拿大的 Arrow 项目以及 PLS 项目。 3. 远期（2030 年之后）存量矿山减产、退役节奏加快，而新增矿山受开发周期影响难以 填补空缺，我们预计 2031-2035 年年均减产约 2500 吨 U3O8，约为上一年产能 3%， 供需缺口在 2030 年后或持续放大。

铀矿与核电站区位、寿命不匹配加剧供应风险。1）区位上，核电大国和铀矿大国天然不一 致，根据我们统计，2022 年核电装机约 65%在发达国家，而铀矿产量约 75%在发展中国 家，受地缘政治风险、气候灾难风险以及长距离运输影响导致供给波动和交付成本有所增 加；2）寿命上，核电站项目建设周期仅 6-8 年，而铀矿建设需要 10-15 年，考虑到核电复 兴带来的密集装机预计于未来 5-15 年内到来，届时铀需求将大幅增长，而新建铀矿无法快 速落地，我们认为未来可能出现供需错配，缺口进一步拉大。此外，核电站运行寿命 40-80 年，而铀矿寿命 15-20 年，铀矿供给无法覆盖全核电站全生命周期，叠加过去 10 年间铀勘 探活动停滞导致铀矿项目储备较少，未来核电站天然铀供需紧张风险或持续。

二次供给：来自商业库存、离心机欠料运行供给趋势向下，乏燃料循环短期难以贡献增量

二次供给过去贡献全部需求的 30-40%。主要的来源是 1）商业库存，2022 年占二次供给 的约 55%，主要为铀矿开采企业产销差构成的周转库存、核电站业主商业储备以及国家战 略储备，以低放射、易保存的天然铀作为主要形式；2）离心机欠料运行带来的过剩天然铀， 2022 年占二次供给比例约 12%，主要系浓缩铀环节离心机产能相对天然铀供给过剩阶段， 铀浓缩厂商投入减料和贫铀尾矿再浓缩来提高离心机利用率，这部分减少的天然铀需求成 为二级供给；3）乏燃料循环，2022 年占二次供给比例约 14%，为铀燃料组件在核反应燃 烧深度达到卸出标准变为乏燃料，并提取可利用的铀 238 和钚 239 混合形成 MOX 燃料， 或重新浓缩铀 235 制作再生铀，形成二次供给。

2022-23 年二次供给和库存双降催化铀价加速上涨，我们判断后续二次供给下降势态维持。 按二次供给侧来源拆分来看： 1. 商业库存：2018-21 年随铀价上涨而抛售，2022-23 年开始已呈现惜售状态，我们认 为向后销售商业库存形成的二次供给将逐渐减少，主要系 1）核燃料需求预增，核电 站业主和铀供应商均倾向于持有商业库存而非销售。根据 EIA 数据，美国库存自 2019 年后逐渐走高，约可满足美国核反应堆 3 年燃料供应；根据 ESA 数据，欧洲公共事业 公司商业库存保持平稳，2021 年骤减主要系英国脱欧造成，目前库存量亦可满足欧洲 核电机组 3 年燃料供应。2）金融企业看涨铀价前景继续增持实物铀，且因实物基金的 不 可 赎 回 机 制 ， 未 来 不 会 转 化 为 库 存 抛 售 。 例 如 实 物 基 金 SPUT 机制为 non-redeemable fund，只能对基金份额进行二级市场买卖，无法进行实物交割。我们 认为在金融机构看好铀价前景延续下，短期之内上述机制不会调整，持有实物铀亦不 会形成二次供给。

2. 离心机欠料运行：随美国对俄罗斯制裁落地，欧美加速与俄罗斯浓缩铀供应脱钩，离 心机产能趋紧，离心机由欠料运行转为过料运行，二次供给变为二次需求。2024 年 5 月 14 日，白宫发布消息称美国总统拜登签署美国国会通过的《禁止进口俄罗斯铀法》， 从 2028 年起禁止进口在俄罗斯联邦或在俄罗斯企业生产的未辐照过的、低浓缩铀。根 据 EIA，俄罗斯占美国浓缩用供应的 24%，为美国 2023 年第一大外国供应商。我们 认为俄罗斯供应浓缩铀造成的缺口将使美国浓缩铀产能紧张，离心机运营商运作方式 向多投入铀以节约离心机产能转变，造成天然铀需求量增大形成二次需求。美俄浓缩 铀脱钩亦是欧美与俄地缘政治风险的缩影，我们预计欧美浓缩铀产能将进一步趋紧， 加大二次供需反转力度。

3. 乏燃料循环和 MOX 燃料生产技术所得天然铀：受制于产能技术难、投资大，短期难 以贡献有效增量。根据 WNA 预测，2025 年乏燃料循环和 MOX 燃料可节省天然铀约 3500t U3O8，平均年增速仅 5%，叠加成本高于一次开采，只能作为补充供应难以短 期内起量。

3.价格：本轮涨价周期行至中途，距历史高点仍有距离

铀价具备长周期特性，过去与传统能源价格走势接近，本轮受基本面带动脱钩。在本轮铀 矿涨价周期中，铀价先跟涨传统能源大宗，在 2020 年中至 2022 年涨价 52%，同期天然气、 石油、煤炭分别实现了 336%、189%、118%的涨幅；2H22 其他能源大宗价格见顶进入下 行周期，铀价维持强劲动能形成分化，自 2H22 至今涨幅达到 76%，主要系天然铀产能周 期和库存周期左侧磨底叠加核电复兴动能强劲，供需差持续扩大，基本面厚积薄发，带动 铀价与主流能源大宗行情脱钩，突围成为 2023 年能源大宗最强黑马。

回顾历史两轮天然铀牛市，本轮铀矿涨价周期更贴近 1973-1978 年由核电大规模装机带动 的核燃料需求走高而形成的铀价上涨，本质驱动力是能源供给出现缺口带来核电填补需求。 第一轮铀周期上行持续时间 5.3 年，上涨幅度达到 629%，顶点价格经过通胀调整后为 $224/lb；第二轮周期持续时间 6.5 年，上涨幅度达 1801%，最高价格经通胀调整后为 $150/lbs U3O8；本轮涨价周期自 16 年底开始，目前已持续 7.7 年，期间最高价格 100.25$/lbs U3O8（月平均价格），上涨幅度达到 457%，较过去两轮周期仍有约一倍空间。 从时点来看，第一轮牛市戛然而止，主要系重大核事故造成核电信任危机导致核电发展回 撤所致。我们认为目前核电技术已经得到充分发展和验证，叠加需求周期与产能周期错配 将长期维持供给缺口，本轮天然铀牛市持续时间和铀价弹性将超过历史水平，我们看好天 然铀“静待时光细长过,厚积薄发展未穷”。

展望后续，与市场不同，我们更加看好美国核电需求有望催化铀矿价格边际上涨。1）需求 侧。美国核电主要受 AI 电力催化带动需求上行，体现在电价端，目前以美国数据中心为主 的需求侧对成本容忍度向上，预计未来核电机组向数据中心供电可获得平均 1-2 美分/度（详 见我们此前于 2024 年 5 月 10 日发布的深度报告《全球核电再启动，铀矿十年等一回》）， 此前 Amazon 向 Talen Energy 签署十年期核电购电合同，溢价 3 美分/度。2）供给侧，美 国铀矿自产比例较低，根据 EIA 数据，23 年美国民用核电站购铀中自产铀占比仅 5%；同 时长协覆盖率持续下降，预计 2026 年起美国和电企业在手长协对当年天然铀需求的覆盖度 将跌落 80%；叠加库存水位偏低，美国天然铀库存仅够不到三年的使用。我们预计从 2027 年开始美国核电站的天然铀供给缺口将加速扩大，天然铀仅占美国核电度电成本的 5%，我 们预计随美国 AI 电力需求释放，核电结构性涨价将拉升电站侧成本容忍度，铀矿现货价格 边际价格将有望进一步抬升。