2024年核电行业专题研究：铀矿需求向好，关注核燃料产业稀缺性

1. 核燃料循环位于核电产业链上游

1.1核燃料循环是核工业体系基础

核电产业链包括从上游核燃料供应到中游核设备生产制造，最后到下游核电建 造及运营等。从盈利水平角度来看，核燃料产业链、核岛主设备制造以及核电站运营 的毛利率较高，相关企业将收获相对更多核电行业高景气的红利。

核燃料循环是核工业体系中的重要组成部分之一。核燃料循环分为前端与后端 两部分，循环的前端包括铀矿开采、矿石加工（选矿、浸出、沉淀等多种工序）、铀 的提取、精制、转换、浓缩、元件制造等步骤；后端包括对反应堆辐照以后的乏燃料 元件进行铀钚分离的后处理以及对放射性废物处理、贮存和处置。前端包含了从矿物 开采到核能燃料发电全过程，是整个核能工业的基础和起点，对核工业体系运行影响 显著。

1.2流程分析：铀矿分析重中之重

核裂变燃料是目前主流核燃料。铀是一种化学元素，是自然界中能够发生核裂变 反应的元素之一，该元素在核能领域具有重要的应用价值。核燃料分为核裂变燃料和 核聚变燃料，目前核裂变技术较为成熟，核裂变燃料主要包括铀-235、钚-239 和铀233。铀-235 存在于纯天然铀中，但仅占 0.71%，需要进行铀浓缩后使用。

铀矿的开采是核燃料循环前端的关键步骤之一，其过程包括勘探、开采、矿石加工等环节。20 世纪铀矿石大多从露天矿坑或地下挖掘场直接进行开采， 开采后对矿石进行粉碎和提炼，以便将铀与其他元素分离。随着技术发展，目 前主要采用原地浸出法，这种方法可直接将铀从矿床中溶解出来。截止至 2020 年，全球约有 58%的铀通过原地浸出法开采。2023 年，原地浸出法采铀产量 已占中国天然铀总产量 90%以上。 铀矿转化的目标是将 U3O8转换为 UF6。UF6是目前铀化合物中唯一易挥发的化 合物，是气体扩散法、超离心法中分离和富集铀 235 和铀 238 最为适宜的工作介质， 在原子能工业中具有非常重要的意义。制备 UF6 分干湿两种方法。湿法制备过程中 采用氟气氟化四氟化铀制备 UF6 是最主流工业制备方法，且消耗氟气最少，干法制 备目前仅有美国联合化学公司的麦楚波利斯工厂使用。

铀浓缩是将铀-235 的含量从天然水平（0.7%）提高至 3%~5%的过程。天然铀 中的铀 235 与铀 238 化学性质基本相同，唯一不同的是质量有微弱的差别，所以对 铀 235 的浓缩就是利用这一微弱质量差。早期，铀浓缩工序采用气体扩散法，通过 一系列扩散膜来实现分离，该方法经过美国实践验证可行。但气体扩散法有着分离系 数小，工厂规模大，耗电量大，成本高昂等缺点。随着大部分气体扩散厂达到其设计 的使用寿命,气体离心法进新工厂应用而生。相比气体扩散法，气体离心法更节能。 在气体离心法进行铀浓缩工序中，由于铀-238 较重，它会在离心力作用下被推向外 围，而较轻的铀-235 则保持在中心。

铀的逆转化是将 UF6气体脱氟转化为 UO2固体的过程。目前存在“干”或“湿”两种 方法将 UF6 转换为 UO2。在干法中，六氟化铀气体被加热到蒸汽中，并引入两级反 应容器（例如旋转窑），产生固体铀酰氟化物（UO2F2）粉末，该粉末与在蒸汽中稀 释过的氢气进行反应去除氟化物，并在化学上将铀还原为纯微晶 UO2 产物。湿法包 括将 UF6 注入水中，形成 UO2F2 颗粒浆。在此混合物中添加氨或碳酸铵，颗粒浆在 混合物中通过过滤、干燥和加热等步骤得到 UO2 固体粉末。 燃料组件加工是将处理好的 UO2 加工为可以进行使用的核燃料元件的过程。该 流程主要分为芯块制备、燃料棒制备，组件组装三道工序。芯块制备是指通过压制将 完成氟脱离工序后得到的 UO2 粉末压紧实，并采用 1750℃的高温炙烤粉末烧结形成 固体芯块，最后磨削至光滑规则状态，得到可供使用芯块；燃料棒制备是指将芯块放 入由耐腐蚀、抗中子吸收材料（通常为锆合金）制成的包壳管中形成燃料棒，并进行 焊接以确保密封；组件组装包括将燃料棒、格架和端塞等组件组装成燃料元件并对元 件的相关性能进行测试。

乏燃料是指在反应堆“燃烧”到一定程度后从堆中卸出的核燃料。乏燃料从反应 堆内移出后仍具有放射性，同时会释放大量衰变热，需先妥善贮存，待放射性和余热 降至一定程度后再进行后续操作与处理。乏燃料含有大量有用核素，经过专门处理后 能变废为宝。目前国际上对乏燃料处理有两种方法：第一种是将乏燃料经过冷却、包 装后作为废物直接处置不再循环利用；第二种是回收有用核素再利用，仅对分离出的 废料进行处置，称作闭式循环。乏燃料含有的核素中，铀、钚可以重新制成燃料元件， 另外一些元素如氪、锶、锝、铯、钷、镎、镅等在国防、宇宙能源、医疗卫生、工业 和科学研究等领域具有重要作用。

2. 铀矿需求向好，价格持续上涨

2.1铀矿需求持续向好

核电发电量稳步增长及核准节奏加快有望带动铀矿需求持续向好。从发电量来 看，2024 年 4 月我国核电发电量为 366 亿千瓦时，同比+5.9%；从核电装机量来看， 近年来核电项目开工进程加速，据我们统计，2020-2023 年核电项目开工量分别为 5.38/6.20/6.25/6.20GW，以核准和开工进度来看，2022 年下半年核准机组及 2023 年核准的部分机组，2024 年内有望开工，预测 2024 年开工机组有望接近 12.02GW。

预计 2024 年天然铀矿需求将达 6.8 万吨。截至 2024 年 5 月，全球在运已并网 核电装机容量达 396GW，美国在运已并网核电装机量约 97GW，预计 2024 年美国 天然铀需求量将达 1.8 万吨，世界排名第一。

预计到 2040 年铀矿需求将突破 10 万吨。在如今多地区多国政策扶持、技术发 展迭代速度快、对清洁能源需求高涨背景下，全球铀矿需求量有望保持高增态势，据 国际原子能机构预测，到 2040 年铀矿需求将突破 10 万吨，东亚地区需求有望突破 4 万吨。

2.2铀矿供给分为一次供给和二次供给

天然铀矿的供给可以分为一次供给和二次供给，预计到2040年铀矿供给将下降。 铀矿这两种供应方式共同构成了核能产业的原料基础。一次供给指的是直接从自然 界开采铀矿石并提炼出铀的过程，包括勘探、开采、加工和转化等步骤。对于铀矿一 次供给，根据世界核协会预测，在中性情景下世界铀矿一次供给产量在 2030 年预计 将达 6.64 万吨，2040 年下跌至 4.81 万吨。在乐观情景下，世界铀矿一次供给产量 有望在 2030 年达 7.15 万吨，在 2040 年回落至 4.94 万吨。 澳大利亚是全球已探明铀矿资源量最大的国家。在全球铀矿资源分布中，澳大利 亚所占比例最大，达 28%。此外，哈萨克斯坦、加拿大、俄罗斯也拥有着数量可观 的铀矿资源，中国铀矿资源量占全球 4%。 哈萨克斯坦为全球开采成本最低的国家。参照 IAEA 统计数据，2021 年全球已 查明可开采铀资源总量（合理确定资源与推断资源之和）即开采成本低于 40 美元 /kgU 的资源总量达 77.6 万 tU；开采成本低于 80 美元/kgU 的资源总量达 199.1 万 tU；开采成本低于 130 美元/kgU 的资源总量达 607.9 万 tU；开采成本低于 260 美元 /kgU 的资源总量达 791.8 万 tU。其中，哈萨克斯坦开采成本最低，低于 40 美元/kgU 的资源总量达 50.2 万 tU，低于 80 美元/kgU 的资源总量达 73.2 万 tU。

2022 年全球各国铀产量达 4.9 万吨。哈萨克斯坦是世界上最大的铀矿生产国， 2020 年哈萨克斯坦产量超过了当年澳大利亚、纳米比亚、加拿大和乌兹别克斯坦(第 二-第五大铀生产国)总产量。

1945-2022 年世界历史总铀产量为 318.5 万吨。1945-2022 年世界历史总铀产 量中，加拿大历史产量为 55.4 万吨，所占份额为 17.4%，居全球之首。其次为美国 （11.9%）和苏联（11.9%）。中国历史铀产量较低，仅为 5.4 万吨。2022 年哈萨克 斯坦成为世界上铀矿产量最大的国家，产量为 2.1 万吨，占世界铀矿产量比为 43.0%， 其次为加拿大（14.9%）和纳米比亚（11.4%）。

全球天然铀行业集中度较高。据 WNA，2022 年全球天然铀产量 CR10 市场份 额超 90%。2022 年，哈萨克斯坦国家原子能工业公司天然铀产量全球排名第一，达 11373tU，占全球产量 23%，为全球最大天然铀生产商。近年来全球天然铀 CR10 生 厂商竞争地位较稳固。

铀资源二次供给包括民用和军用的天然铀和浓缩铀库存、乏燃料再处理后和剩 余军用钚生成的 MOX 燃料、回收铀 RepU 以及贫铀再浓缩。由于存在铀矿二次供给， 初级铀产量已大大低于世界铀需求。2020 年，世界铀产量占世界核反应堆需求的 74% 左右，OECD（经济合作与发展组织国家）铀产量（10125tU）仅提供了 OECD 铀需求 （39941tU）的 25%左右，其余的反应堆铀需求由进口和二次供给提供。目前二次供 给主要以库存为主。

铀矿需求量持续增加，铀矿库存减少。截至 2021 年 1 月 1 日，美国商业铀总库 存为 54483 tU，其中 41732tU 为商用反应堆所有，2021 年美国公用事业所持有的浓 缩铀库存（约 20145tU）较 2019 年增长约 8%，天然铀库存较 2019 年下降 10%；在欧 盟，截至 2020 年底，公用事业所持有的铀库存为 42396tU。近年来铀矿需求量持续 增长，铀矿二次供给中库存量正被加速消耗。据 WNA 统计，截至 2021 年 1 月 1 日， 中国累计库存超 129000tU，印度库存 9600tU。

美俄 HEU 协议显著提高了俄罗斯铀矿销售量。1993 年，俄罗斯和美国签署了一 项为期 20 年的高浓缩铀购买协议。根据协议，俄罗斯在 1993 年至 2013 年这 20 年 间将 500 吨高浓铀(相当 2 万枚核弹头)稀释并加工成总量超过 4 亿千磅U3O8(153,859tU)等量的低浓铀(LEU)，为全球核电站提供原料。 乏燃料是铀二次供给潜在重要来源，可以在一定程度上取代一次供给的铀矿量。 乏燃料元素构成基本由铀 235、铀 238 组成，因此具有潜在可回收性。燃料组件卸出 后元素构成变为 1%铀 235、1%钚 239 及 95%铀 238 和高放射性其他废料（约 3%），其 中铀和钚可重新利用。目前乏燃料处理厂会溶解乏燃料，并通过化学方法将其分离成 铀、钚和高放射性废料。乏燃料中的铀 235 通过转化为六氟化铀并进行浓缩富集，生 成“后处理铀 RepU”，可作为铀二次供给重新用于核电站中。乏燃料中的钚 239 可与 铀 238 混合制造核反应堆的混合氧化物燃料（MOX 燃料）。 MOX 燃料可减少贫铀产生。2020 年欧盟天然铀需求量由于 MOX 燃料使用预计减 少约 481 吨。目前 MOX 燃料仅少数特定获准反应堆可使用（主要在欧洲），在二次供 给中占比较少。截至 2021 年 1 月，法国、印度和荷兰有 25 座反应堆（约占全球运 行反应堆总数 5%）获准可使用 MOX 燃料。

高浓度铀与低浓度铀混合，形成二次供给。贫铀是铀浓缩加工成核燃料过程中的 副产品，是指铀 235 丰度低于 0.711%的铀，一般含量为 0.25%-0.35%。高浓度铀 235 可与低水平铀 235 贫铀混合，生成低浓缩铀（LEU），形成二次供给。2021 年世界贫 铀存量约 120 万吨，每年新增约 5 万吨贫铀，在二次供给中使用占比较少。 欠料加工和尾料再富集减少铀供料需求，增加可出售铀库存。在过去几年铀浓 缩产能过剩阶段，铀浓缩厂商减小产量，无法消耗铀供料反过来又形成了可以出售的 铀库存。据统计，欠料加工和尾料再富集每年可产生 6000 吨产物。 预计到 2040 年二次铀矿供给将下降。目前铀矿二次供给量约 10500 吨/年，据 世界核协会预测，到 2040 年铀矿二次供给量将降至约 6000-7000 吨/年。

2.3铀矿供需错配，铀价持续上涨

现阶段铀矿产量小于需求。1950 年至 1990 年期间，铀矿生产一度超过铀矿需求 量，提供了大量商业铀矿库存。1990 年以后铀矿供需迎来拐点，产量远远低于需求， 二次供给开始向市场大量供应铀矿。2007 年以来，铀矿产量开始增加，逐渐缩小了 铀矿产量与需求之间的缺口，其中 2011 年由于福岛第一核电站事故后德国和日本关 闭反应堆导致铀矿需求有所下降，2018 年由于日本重启核电站计划未实现，反应堆数量减少，导致铀矿需求减小。供给方面，近几年铀矿厂商为应对铀矿市场的持续低 迷，相继关停或减少了铀矿的生产，铀矿供需缺口再次拉大。

铀矿现货、长协价格持续高增。近年来铀矿价格得到市场持续关注，截至 2024 年 6 月，铀矿现货、长协价格分别为 84.3 美元/磅、79.5 美元/磅。铀矿现货价格自 23 年 8 月以来超长协价格高歌猛进。据中国核能行业协会预测，2035 年铀矿现货价 格有望达 95 美元/磅。

预计 2024-2026 年铀矿现货价格小幅下降。主要原因包括：1）需求方面，2023 年 12 月 22 国联合发布了“三倍核能宣言”，但由于未有具体的审查标准且核电未被 国际银行纳入贷款序列融资可能受阻。2）供给方面，2024 年卡梅科表示将麦克阿瑟河和雪茄湖产量均提高至 6900 吨/年，后续将择机将麦克阿瑟河产量再度提升至 9600 吨。据中国核能行业协会，预计到 2027 年全球铀产量将较 2023 年提升约 1.4 万吨/年。需求端的不确定性叠加各类复产、扩产与新项目的产能持续释放，将减弱 2024-2026 年的供需差，抑制价格上涨。总体来看，未来铀矿供需仍处于偏紧张状 态，且矿山生产成本逐步增长，支撑长期铀矿价格上涨趋势不变。

3. 核燃料加工产能趋紧，运营商成本可控

3.1转化-浓缩-燃料组件环节产能稀缺

铀转化环节：具备产能国家较少，产能利用率存在提升空间

全球五家转化厂满足主要天然铀转化需求。铀转化是核燃料制备的关键环节，在 该过程中铀被化学纯化并转化为 UF6。依据《世界核协会核燃料报告（2021 版）》，目 前在运营的转换工厂仅在中国、加拿大、法国、俄罗斯具备产能，美国一家工厂已关 闭，翻新后再启动。2020 年世界铀转化额定能力为 6.2 万吨，产能利用率为 51%，实 际产能为 3.16 万吨。

贫铀转换产能约 7.15 万吨/年。大约 90%左右的铀原料最终以贫铀形式存在，这 些贫铀一般以 UF6或反转化为 U3O8的形式储存，也可以转化为 UF4。截至 2021 年贫铀 库存约 120 万吨。全球最大的转化工厂是法国阿梅珐公司，具备 2 万吨/年的处理产 能。

铀浓缩环节：高壁垒环节，产能提升较慢

不同浓缩比例应用领域不同。铀浓缩指用人工方法使 U-235 丰度增加的过程。 铀由两种同位素组成（U-235、U-238），核反应堆能量主要来自于 U-235 的裂变。目 前在运+在建核电商用机组，绝大部分为轻水堆（LWR，分为压水堆 PWR、沸水堆 BWR）， 轻水堆需要低浓缩铀（LEU），U-235 需要浓缩至 3%-5%。高温气冷堆需要 U-235 浓度 约为 20%，武器级需要浓缩 90%左右，不同等级浓缩铀对储运方式需求不同。

分离功（SWU）是一种仅专用于浓缩铀的度量单位。分离功把一定量的铀富集到 一定的 U-235 丰度所需投入的工作量，以 kgSWU 或 tSWU 表示。以天然铀做原料，生 产 1t 丰度为 3%的浓缩铀约需 4.3tSWU 以及 5.5t 天然铀；浓缩过程中剩下的 4.5t 贫 化铀，其 U-235 丰度下降到 0.2%左右，一般作尾料储存。 工业规模浓缩铀主要为气体扩散法和气体离心法。气体扩散法原理是基于两种 不同分子量的气体混合物在热运动平衡时,两种分子具有相同的平均动能而速度不 同，此两种组分就以不同的速度通过多孔膜而扩散。气体离心法原理是在离心机中较 重的分子靠近外周富集,较轻的分子靠近轴线富集;从外周和中心分别引出气体流, 就可得到略为贫化和略为富集的两股流分。

铀浓缩环节：高壁垒、高战略敏感、资本密集。1）高壁垒，浓缩环节主要工艺 应用离心法，离心机转速要达到每分钟几万转到十几万转，六氟化铀具有强腐蚀性， 一批离心机须具备很高的一致性。2）战略敏感，因涉及武器问题，铀浓缩技术一直 受国际原子能机构和联合国监督。3）资本密集，铀浓缩工程投资规模大、建造成本 高，固定成本折旧费用占产品成本比例超过 50%。 全球主要产能只有 4 家生产商。国外主要有三家生产商法国欧安诺（Orano）、俄 罗斯国家原子能工业集团（Rosatom）、美国铀浓缩公司（Urenco），在法国、德国、 荷兰、英国、美国、俄罗斯设有铀浓缩工厂，国内主要为中核集团在汉中和兰州设有 铀浓缩工厂，国际合计浓缩铀年产能为 6017 万 SWU。

全球铀浓缩产能逐步提升，中核集团产能有望高增。铀浓缩产能有望逐步提升， 依据世界核能协会预测，2020/2025/2030 年铀浓缩年产能分别为 6017/6238/6613 万 SWU。

美国制裁俄罗斯铀进口。2023 年 12 月，美国众议院通过《禁止俄罗斯铀进口法 案》，禁止美国核电业主进口俄罗斯联邦或俄罗斯实体生产的未经辐照的低浓铀，但 允许在 2028 年前可获得临时豁免；该法案规定了从俄罗斯进口低浓铀的限制，2024- 2027 年度配额与 RSA 规定的限制相同，但 2028 年之后下降为 0。2024 年 4 月，参议 院投票通过该法案，并将该法案送交白宫审议；5 月 13 日，拜登签署该法案，将在 实施后 90 天内禁止美国进口俄罗斯低浓铀（截止 8 月 11 日），但在 2028 年 1 月前 允许临时豁免。

美欧多元化浓缩铀影响国际浓缩铀供给，造成价格上涨。浓缩铀产能主要集中 在欧洲、俄罗斯，2022 年地缘政治变化后，美国、欧洲开始多元化采购后，造成浓 缩铀供给紧张，进而推升浓缩铀价格，2022 年初浓缩铀长协价格高增，截至 2023 年 底，浓缩铀长协价格约 159$/SWU，现货价格为 151$/SWU（相较 2021 年底上涨约 91$/SWU）。

核燃料组件加工：不同堆型选取组件类型不同

不同反应堆类型使用的燃料组件差异很大，运营商对燃料组件供应商的选择有 限。国际上制造燃料组件的公司主要有四家，1）Areva，2）Global Nuclear Fuel（GNF），3）TVEL，4）Westinghouse。GNF 主要应用于 BWR（沸水堆），TVEL 主要应 用于 PWR（压水堆）。全球逆转化能力为 12645 吨，堆芯制造能力为 13913 吨，燃料 组件制造能力为 15476 吨。

产能情况分析：铀矿环节、转化环节产能紧张

我们假设 2030 年低预测/高预测情景全球核电在运规模分别为 427/445GW，假设 压水堆占比 90%，单 GW 核电需核燃料 28tU，计算各环节所需产能情况，我们与 World Nuclear Association 公布的各环节产能数据对比，转化环节在 2030 年出现产能缺 口，铀矿当前及 2030 年均存在缺口。

3.2核燃料涨价对核电毛利率影响相对可控

为进一步探究核燃料变化幅度对核电机组利润影响情况，我们建立 1000MW 压水 堆核电机组模型。单核电站参数如下，我们假设单站规模为 1200MW，利用小时数为 7500 小时，年发电量为 90 亿 kWh，单位投资 15000 元/kW，总投资约 180 亿元，折旧 年限为 30 年,我们以 3%丰度的浓缩铀计算，单核电站每年需求 28 tU 核燃料。

我们假设上网电价稳定为 0.352 元/kWh，以 U3O8价格为变量，计算毛利率变化和 燃料度电成本占比情况。我们计算当 U3O8价格由 60$/lb 上升至 110$/lb 时（折算约 为从 96 万元上涨到 176 万元），增长比例约为 83.3%；度电燃料成本增加 0.017 元 /kWh，增长比例约为 8.7%；燃料成本占比由 22.4%增长至 28%，增加了 5.6pct；U3O8 成本占比由 10.4%增长至 17.6%，增加了 7.2pct；毛利率由 44.43%降低至 39.6%，降 低 4.83pct。因此可见度电成本受 U3O8价格波动相对较低。

随着核电市场化交易比例不断提升，核电电价有望受益提升，我们假设上网电价、 U3O8价为两个变量，取铀价 96-176 万元/吨区间，取上网电价 0.350-0.390 元/kWh 区 间，计算单台核电压水堆机组毛利率变化情况。以电价角度来看，电价增长 11%，毛 利率提升 5.7pct，U3O8价格增长 83.3%，毛利率降低 4.9pct。

中国核电、中国广核：国内运营商成本管控稳定

我们统计中国核电、中国广核燃料成本占比数据，2019-2023 年铀价平均值由 26 美元/磅上升至 49 美元/磅。得益于中核集团产业全产业链能力，中国核电燃料成本 占总成本波动较小，在 21.1%-22.19%间波动，2021-2023 年占比略有提升。 中国广核方面，中广核矿业旗下自有矿山包销部分供给中广核，随着中广核矿业 收购矿产增加，2019-2021 年中国广核燃料成本占比逐年降低，2021 年年底中广核矿 业收购“奥公司”，2022 年中国广核燃料成本降至 15.13%。

编辑：火腿肠