2025年哈原工公司研究报告：全球铀业执牛耳者

行业分析：全球核能复兴，天然铀机遇“十年等一回”

全球核电政策共振，十年等一回的全球核能复兴。本轮全球核电政策的复兴始于中国，我 国自 2019 年起重启新建核电机组的国常会审批，2019/20/21 年分别核准了 4 台/4 台/5 台， 2022 年起国常会审批节奏进一步加速至每年 10 台大型核反应堆。海外方面，2022 年的俄 乌冲突促使海外多国放弃退核计划，包括法国于2022年提出拟新建6+8台核电机组的计划、 撤回核能发电占比下降的目标、并修正为到 2050 年核能发电占比维持在 50%以上；以及 韩国于 2022 年决定恢复核生产并恢复两座反应堆建设，计划到 2030 年核电发电占比达到 30%、到本世纪中提升至 40~45%以实现碳中和目标。2025 年以来，多国大选换届后对核 能的能源政策积极转向，包括 3 月新上任的德国总理联盟党党首默茨自去年竞选时便开始 支持重启 2023 年德国退役的最后几座核电站；4 月日本核电监管部门批准了北海道电力公 司 Tomari 电站 3 号机组重启的安全性分析报告，是近四年来日本首次核准核电站重启；5 月美国新总统特朗普一连签发 4 道总统令，分别从核电项目审批、先进核能测试、核工业 供应链的角度多管齐下，系统性加速美国核电技术发展、项目审批、建设增容，目标是到 2030 年新开工 10 座大型核电站、到 2050 年美国核电装机较当前水平翻三倍至 400GW。

落地到天然铀需求端，我们看好全球天然铀需求增长加速，2030 年后欧美核能复兴+小堆 建设贡献弹性。我们参考 GEM、WNA 等机构统计数据自下而上梳理，全球截至 2024 年末 在运核电装机约 391GW，其中美国、法国、中国、韩国、俄罗斯分别占到在运规模的 25%、 16%、15%、8%、7%。核电新建项目从审批核准到建成投产一般需要 6 年（中国）~10 年不等，我们参考 GEM、WNA 等机构统计的全球已审批在建设项目进度，我们预计 2025-30 年全球核电新增装机或达 95GW，其中新建装机或达到 84GW，主要由发展中国家贡献， 此外我们假设日本、美国、德国的重启项目在乐观情形下或额外贡献 11GW 的装机增量， 中国、日本、俄罗斯、印度分别贡献 53%、6%、6%、5%新建+重启核电项目装机容量。 天然铀是目前全球在运核电站的主要燃料形式，参考按行业惯例我们假设每 GW 在运核电 站每年消耗 200 吨 U3O8，对应 2024 年全球天然铀需求 7.8 万吨（6.6 万 tU），到 2030 年有望增长至 9.7 万吨（8.2 万 tU），2024-30 年复合增速 3.7%，较 2019-24 年行业复合 增速（0.6%）大幅提升。我们预计近年来欧美核能复兴推动的新建核电机组或在 2030 年 后密集落地，推动天然铀需求增长的可持续性，且考虑到欧美新建核电中应用高浓度低浓 缩铀的小型模块化反应堆占比或逐步提升，亦会推动天然铀需求的前置、贡献需求弹性。

从供给端来看，天然铀矿山和核电站相比开发周期更长+服役寿命更短的特性使得天然铀供 需平衡更为脆弱。一般而言，铀矿开发需要 10~15 年，而新建核电站只需要 5~10 年，铀 矿的开采周期一般为 10~30 年，而核电站的服役周期则长达 40~80 年。考虑到过去十年天 然铀价格低迷环境下全球天然铀矿资本开支锐减，我们认为天然铀供给的脆弱性将是未来 十年需求增长周期中持续的议题。基于我们对于供给侧自下而上的梳理，我们判断 2025-27 年天然铀一次供需将维持紧平衡、2027 年在运矿山退役而新增和重启矿山增量断档，或将 导致天然铀供需缺口在 2027 年后快速扩大。 1. 2027 年以前：受 2021-22 年天然铀价上涨催化，多国多个停产天然铀矿山项目经过 2~3 年的准备周期后于 2024~25 年重启，包括纳米比亚 LH 矿、澳大利亚 HM 矿、加 拿大 McClean 矿、马拉维 K 矿及美国众多小型和迷你型矿山。我们预计到 2027 年， 在本轮复产项目贡献下天然铀一次供给端将达到 8.4 万吨 U3O8（7.1 万 tU），较 2024 年复合增速 6.0%。天然铀供需维持紧平衡状态，但一次供需缺口从 2024 年的 0.78 万吨 U3O8（0.66 万 tU）缩窄至 2027 年 0.22 万吨 U3O8（0.19 万 tU）。 2. 2027 年后：我们预计受储量和品位限制，2027 年后存量矿山和部分重启矿山的产出 或进入平台期并在 2030 年后开始回落。新增矿山中，原定于 2027 年前后投产的多个 尼日尔项目受军事政变后采矿权被收回影响，我们预计或无法如期投产，其中我们仅 假设 Dasa 项目能够启动。此外，加拿大 Arrow 项目作为唯一一个设计年产能达万吨 级的新增矿山，考虑其最快到 2026 年初才可获得加拿大联邦环境评审通过，我们预计 实际投产进度亦或推迟至 2030 年后。我们预计到 2030 年，天然铀一次供给水平约 8.8 万吨 U3O8（7.5 万 tU），较 2027 年复合增速显著放缓至 1.5%。天然铀供需紧张 加剧，一次供需缺口从 2027 年的 0.22 万吨 U3O8（0.19 万 tU）扩大至 2030 年 0.94 万吨 U3O8（0.80 万 tU）。

本轮铀价上涨亦驱动铀勘探与开发投资额起量，但考虑到铀矿投产周期长达十年，而过去 十年全球铀勘探开发投资额已然跌至冰点，叠加 2024Q4-25Q1 铀价下跌导致部分绿地项 目进度推迟，我们认为新开矿山落地的实际节奏需谨慎看待。铀勘探与开发投资额方面， 根据 IAEA 数据，2022-2023 年（初步）全球相关投资额达到 870/919 亿美元，虽然相较 2020 年提升两倍以上，但是仍仅为 2014 年峰值投资额的 30%/31%。新项目方面，新产能 能否落地取决于铀价能否让项目股东满意，而 24Q4-25Q1 铀价走低导致开发商进一步投资 的动力有限，进而导致 Deep Yellow 尼日尔 Thumas 等新项目暂缓。目前能见度较高的扩 产&储备项目包括哈萨克原子能 Budenovskoye6&7（目前处于爬产中，2024 年产量为 728 吨 U3O8（617tU），预计满产后年产能可达 7,075 吨 U3O8（6,000tU），满产时间不早于 2027 年）和 Inkai3（储备量约 9.8 万吨 U3O8（8.3 万 tU），目前处于试生产状态）、加拿大的 Arrow 项目（满产约 1,306 吨 U3O8（1,107tU））以及 PLS 项目（满产约 413 吨 U3O8 （350tU））、尼日尔的 Dasa 项目（预计满产后达到 1,651 吨 U3O8（1,399tU））。

库存水位持续降低，随核电延寿、重启、新增预期强化，库存抛售形成的二次供给或逐步 转换为补库的二次需求。据 IAEA 统计，截至 2021 年底全球全产业链铀库存折合 45 万吨 U3O8，考虑过去几年的天然铀一次供需水平我们估算截至 2024 年末全球铀库存或已降至 41 万吨 U3O8，按 2024 年全球核电站天然铀一次需求，折合全球铀库存水平约 5 年。其 中，剔除国家战略储备和生产刚性库存（从天然铀到燃料组件的加工周期需要至少 1~2 年）， 我们认为全球铀的可调节库存水平仅剩 2~3 年，其中部分欧美国家库存水平或已低于这一 水平。与核电站数十年的服役周期对铀的需求相比这一库存水平难言其高，因此我们认为 向前展望各国的铀库存抛售意愿或持续减弱，且随着全球核电延寿、重启、新增预期的强 化可能促使各国进入补库周期。二次供给减少、二次需求增加，将进一步加剧天然铀的空 虚不平衡性。

综上，我们看好在在天然铀供需持续紧张背景下天然铀价格中长期上涨趋势，近期金融企 业回归现货铀市场或带动短期内现货铀价提前修复。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。与过去两轮牛市天然铀价格的顶峰相 比（通胀调整后接近 200$/lbs U3O8），当前天然铀价仍有一倍以上的上行空间。短期来看， 2025 年 6 月 16 日 Sprott 实物铀信托宣布与 Canaccord Genuity Corp 达成协议，后者以 17.25美元/份的作价，购买前者新发行的 1160万份信托份额，对应总价折合 2亿美金。Sprott 表示募集资金将用于天然铀采购，我们注意到这也是Sprott今年以来首次天然铀采购动作。 从对市场的影响来看，我们估算按当前现货价格（70 美金/磅），1 亿美金的采购金额对应 约 1300 吨 U3O8 的采购量（1,102tU），相当于全球天然铀一个月的现货需求（基于天然铀 全球总需求中现货占比 20%的假设）。

哈萨克原子能：运筹帷幄的全球铀矿龙头

根繁叶茂的铀矿龙头，与国运共脉，与世界同频

承接前苏联铀矿勘探成果，拥有哈萨克斯坦铀矿优先开采权

前苏联时期的遗产（探矿成果）和伤痕（反核试验&反核武器）造就哈萨克斯坦世界铀矿中 心地位。一方面，哈萨克斯坦直接承接前苏联探矿成果，在储量和成本方面具备卡位优势。 前苏联时期，现哈萨克斯坦的第一个商业铀矿（Kordayskoye）于 1951 年发现并勘探，20 世纪 60 年代对 Shu-Sarysu 和南哈萨克斯坦 Ili 地区的持续勘探使得哈萨克斯坦拥有了世界 上第二大已探明可采常规铀资源量（占比为 14%，根据 NEA，数据截至 2023 年 1 月，下 同），世界最大的开采成本低于 40$/kg U 的资源量（占比为 75%）。另一方面，作为前苏联 主要核试验地区的历史背景促使哈萨克斯坦成为了反对核试验和核武器的先锋，进一步明 确自身安全且和平的铀矿出口国定位，与核电大国的合作关系得以长期维稳。前苏联共和 国时期，哈萨克斯坦执行了世界首次核试验，至关闭核试验场前共进行 456 次，对 150 万 哈萨克斯坦人产生了有害影响。独立后，哈萨克斯坦是世界上最早自愿放弃核武器的国家 之一，也是中亚地区第一个成为联合国安理会成员的国家。 哈萨克斯坦国家原子能公司（JSC NAC Kazatomprom，下称哈原工）成立于 1997 年， 是哈萨克斯坦铀、稀有金属和核燃料进出口的唯一国有运营商。1）铀矿开采方面，公司 1997 年 7 月 14 日成立后作为唯一国有自然垄断铀业龙头开始铀矿开采业务，并于 2002 年将出口范围扩大到欧洲、美国、中国和韩国，2010 年以来维持全球第一大铀矿生产商的 地位；2）核燃料产业链方面，公司在坚持以天然铀矿开采为主业的同时，积极布局铀燃料 一体化能力，通过卡梅科获得了铀精炼和转换的技术转让，通过 UEC 获得了铀浓缩服务的 通路；在 Ulba 地区拥有自建 UO2 粉末和颗粒生产产能，同时通过中广核合资平台在当地 建立了燃料组件生产产能；3）稀有金属方面，公司于 1998 年开始生产钽，在 2003 年一 度是全球第二大铍生产商和第四大钽生产商。

产业结构根繁叶茂，围绕铀矿产业链展开。从组织架构上，哈原工体现了铀矿开采业务最 优先的战略，其他环节子公司充当绿叶助力上游铀矿开采环节利润最大化。 1） 铀矿开采方面，公司旗下共有 14 个矿山，包括 27 个矿床，分为 14 个资产群，通过子 公司（8 个）、合营企业（2 个）、合资企业（1 个）和参股企业（3 个）形式来运营和 引入非本土生产商持股矿山；公司铀矿开采和处理相关持股实体有 17 个，其中子公司/ 合营企业/合资企业/参股企业数量分别为 8/3/1/5 个。2） 铀矿产业链方面，公司通过子公司 UMP 进行加工、再转化和燃料芯块生产服务，亦和 中广核集团组建合资企业 Ulba FA 生产燃料组件； 3） 稀有金属业务方面，子公司 UMP 亦负责生产稀有金属，是世界上最大的钽、铌和铍生 产商之一，且是独联体国家中唯一一家拥有从加工原材料到生产钽、铌和铍完整产品的 完整生产周期的企业； 4） 其他业务方面，公司旗下具备投资、物流、硫酸、贸易、研究、钻井、安全、电力等功 能的附属机构，充分服务铀矿开采上游业务。

公司业务主要以铀矿销售（从 22H1 开始为 U3O8 销售收入，其他拆分为铀产品）为主， UMP 业务为辅（UMP 公司开展的铀产品、铍产品和钽产品销售）。以公司 2024 年全年收 入拆分来看，铀矿销售贡献收入占比达 78%，铀产品达到 14%，合计贡献收入 92%，为公 司主要收入来源；稀有金属方面，铍产品和钽产品销售各自贡献收入 1.7%和 1.1%。

唯一国有自然垄断铀业龙头，政府立法维护 KAP 对铀矿资源的优先开发权。公司作为哈萨 克斯坦国家指定的铀及其化合物、核电燃料、专用设备和技术以及稀有金属的进出口运营 商，享有该地位所带来的权利。1）政策层面，铀矿属于国家战略矿床，哈萨克斯坦相对其 他实体组织具备“地下资源使用协议”（Subsoil Use Agreement，下文中简称 SSU）的优 先购买权，因此公司可以通过与政府直接谈判获取 SSU，而无需经过本应要求的招标程序。 2）流程层面，公司提交申请进行直接谈判，主管部门（铀矿为能源部单独分管）在收到申 请后的两个月内通知公司谈判日期或拒绝进行谈判，如果谈判成功，地下资源使用权将被 授予，公司与主管部门之间签署合同。3）开发层面，公司需要获取三类许可证，1）探矿： 固体矿产勘探许可证的有效期为六年，可选择最多延长五年；2）试生产：试生产期最长不 超过 4 年；3）生产：最长生产期限为 25 年，可多次延期，但每次延期不得超过原始有效 期。当前公司在手 SSU 共 20 个，对应 2025 年基准产量 3.2 万 tU。

专业团队+政界领导+主权基金控股，公司服务于哈国战略发展

公司由国家主权基金控股，是哈萨克斯坦唯一铀业自然垄断国企。Samruk-Kazyna（下称 S-K 基金）是哈萨克斯坦的主权财富基金，持有国内主要公司的股权，其中包括铁路、石油 和天然气、邮政及电信等方面的自然垄断企业。流通股票部分，公司 25%的股份在阿斯塔 纳国际交易所（AIX）和伦敦证券交易所交易，其中伦交所的股票是全球存托凭证 GDR 形 式，可以与 AIX 进行转换。

CEO 具备政企轮转的传统，其他管理层经营人员多为铀行业资深人员，独立董事具备外资 市场化机构背景。具体来看，公司现任 CEO Meirzhan Yussupov 曾在 S-K 基金及其下属国 企、政府和公司之间轮转，调动较为频繁，前任 CEO Galymzhan Pirmatov 履历路径亦较 为相似，叠加董事会成员均为 S-K 基金代表，且 2024 年 7 月哈萨克斯坦财政部收购公司 12%股份，综合考虑上述多重信号，我们认为公司与 S-K 及政府间关系将长期保持紧密， 战略层面与国家意志具备强相关性。此外，公司管理层成员和外部董事体现出专业化运营 能力和国际化视角，管理层方面，COO、CDO 和 CFO 均具备充分行业经验，分别具备 13 年/9 年/10 年的核行业经验；外部董事方面，其分别具备银行、咨询和律所外资机构工作经 验，提供不限于金融、运营和法律方面的建议。

公司 12 个铀矿子公司放开产业链参股，与全球客户共享铀价上行收益

公司通过向非本土铀矿运营商开放铀矿子公司权益，与俄罗斯、日本、加拿大和中国等核 电大国建立重要的战略联系。目前公司具备 14 个铀矿子公司，除了 2 个最早投产的铀矿子 公司外，其余均开放股权给非本土铀矿运营商。

我们按地区拆分梳理来看： 1） 加拿大（Cameco）：Cameco，Uranerz 和 KATEP 在 1995 年合资成立 Inkai，并于 2007 年建立铀转化工厂，后于 2016 年进行股份重组，将期限延长至 2045 年，但 Cameco 将成为少数股东持股 40%，基准产量将提高到每年 4000tU。在铀产业链方面，Cameco 和公司亦成立 Ulba Conversion LLP 建造年产 1.2 万 t 的 UF6 转化厂，Cameco 将提供 技术并持有该项目 49%的股份，目前仍在开发中；此外，Cameco 亦与公司合建铀精 炼厂生产 UO3 供加拿大进一步加工。 2） 日本：2006 年，公司与日本企业住友和关西签署了一项价值 1 亿美元的合资协议，成 立合资公司 Appak 以开发哈萨克斯坦西明库杜克的铀矿，后于 2008 年投产。2007 年 哈萨克斯坦与日本签署了一系列能源合作协议，包括公司向日本供应铀，以及日本向哈 萨克斯坦提供燃料循环开发和核反应堆建设方面的技术援助。随后两年，Energy Asia 陆续持股 Baiken-U 和 Khorasan-U，当前公司亦持有 Energy Asia 50%股份，增加对铀 矿子公司的间接持股。3） 俄罗斯：2006 年俄罗斯和公司签署了三项 50:50 核合资协议，总额为 100 亿美元，用 于建设新核反应堆、生产铀和浓缩。俄罗斯企业 Uranium One 与公司成立多个合资企 业开展铀矿开采业务，包括 Khorasan-U、Akbastau、Zarechnoye 和 SMCC，均为世 界最低成本铀矿之一，SMCP 亦与公司成立合资企业 Budenovskoye，为目前公司最新 的铀矿资产。当前 Uranium One 部分退出合资企业，将股份转让给中国企业。根据哈 原工官网公告，Uranium One 已将 JV Zarechnoye JSC 49.98%股份出售给 SNURDC Astana Mining Company Limited ，最终受益公司是国电投集团旗下的国核铀业发展有 限公司，并转让 JV Khorasan-U LLP（现为 JV Turanium LLP）与 Kyzylkum LLP 的各 30%股份给中广核旗下的中国铀业发展有限公司。 4） 中国：中广核方面，公司是中广核的主要铀和核燃料供应商。2006 年中国广东核电集 团（现为中国广核集团）与公司签署战略合作协议，并于 2007 年签署铀供应和燃料制 造协议，以及中国参与哈萨克斯坦铀矿开采合资企业和公司投资中国核电行业的协议， 2008 年进一步签署涵盖铀矿开采、动力反应堆核燃料制造、天然铀的长期贸易、核电 生产和核电设施建设方面的合作协议。目前，中广核集团持有公司 Ortalyk 和 Semizbay 分别 49%的股份，并合作建造了乌尔巴-FA 燃料制造厂，该厂于 2016 年开始建设，并 于 2020 年竣工。此外，2024 年 Uranium One 转让 JV Khorasan-U LLP（现为 JV Turanium LLP）与 Kyzylkum LLP 的各 30%股份给中广核旗下的中国铀业发展有限公 司，中广核对公司的资产持股比例仍将增加。中核集团方面，公司与中核分别在 2007 和 2008 年签署战略合作框架协议和长期核合作项目协议，并于 2021 年签署天然铀精 矿供应合同。国电投集团方面，公司与其旗下国核铀业发展有限公司在 2021 年签署天 然铀精矿供应合同，且 Uranium One 已将 JV Zarechnoye JSC 49.98%股份出售给 SNURDC Astana Mining Company Limited，最终受益人为国核铀业发展有限公司。 我们认为公司放开铀矿的权益，在行业下行期更好保障产能消纳，在上行期则有利于实现 价格的弹性。铀矿子公司参股既是客户，又是股东，参股方也可以通过投资收益实现现货 铀价上涨的收益，或提高其对涨价的接受度。因此，公司大部分矿山通过现货价格以一定 折扣（平均为 3.5%）出售给参股方，在行业上行期一般现货铀价高于长协铀价，因此哈原 工相比其他铀生产商具备更高的现货价格弹性；而在行业下行期哈原工则可通过与参股方 的包销协议有效消纳产能，可维持大规模产量，进而持续享受市场控制能力和成本摊薄优 势。体现在毛利率侧，相比同行，公司铀矿业务毛利率在铀矿熊市维稳，在牛市展现出上 行趋势。

拥有国际铀市场约 40%市场份额，彰显对国际铀价的引导力

公司近十年保持约 40%市场份额，快速将苏联探矿成果兑现产量

公司长期保持市场份额优势。公司 1997 年投产全资 SaUran 和 RU-6 铀矿资产，2007 年 开始集中投产合资/合营铀矿资产，到 2009 年将在手勘探好的大部分矿投产，2011 年以来 市场份额维持在 35%+，2016 年达到最高产量 2.6 万 tU，2024 年产量为 2.3 万 tU，近 10 年维持 40%左右的市占率。

我们认为公司在手和开发中的铀矿资源可以有效支撑未来产量，乐观预测公司产量长期保 持在 2.0 万 tU 以上，其中 2027-2040 年可支撑 3.0 万 tU 以上的高产量，峰值产量 3.8 万 tU。在乐观预期下，我们预测新铀矿最早可在 2037 年充分兑现填补耗竭铀矿形成的缺口， 测算主要基于以下情景假设：1）铀矿矿产资源量均可转化为矿石储量（即可经济开采的部 分）；2）各新开发矿床均可在 SSU 有效期内完成探矿和试生产，产能爬坡时间均为 3 年； 3）各铀矿将开采至接近耗竭，且此前产出均具备经济性；4）新开采铀矿资源将在正式生 产 SSU 期限内（即 25 年）完全兑现。

在保守情形下，我们预测公司产量长期保持在 1.8 万 tU 以上，可在 2027-2038 年保持 3.0 万 tU 以上水平，2038/2044 年出现明显滑坡分别降至 2.5 万/1.8 万吨水平线附近，峰值产 量约 3.3 万 tU。在保守情形下，我们的测算相对乐观情形有以下情景假设的差别：1）铀矿 矿产资源量并非完全转化为矿石储量，我们假设现存铀矿/开发中铀矿转化比例分别为 70%/80%；2）新开发铀矿存在探矿延期风险，考虑到最长探矿 SSU 期限为 11 年（有效 期 6 年，可延期 5 年），我们假设 East-Zhalpak、Sevemoye 和 Budenovskye 5 均需要 8 年探矿时间；3）到期的 SSU 不再延长。

公司对国际铀价引导力加强，value-over-volume 策略有助于实现利润最大化

复盘 2017 年以来铀矿现货价格以及公司公布产量调整的时间节点，我们发现公司产量指引 和产出决策的变化对铀价趋势有一定的影响力。我们将公司对国际铀价影响力逐渐加强归 因为以下三点：1）产量调整空间较大：公司生产体量较大，在 2024 年贡献约 40%的世界 总产出，且 SSU 协议允许公司将其年度产量相对商定准许水平增加或减少 20%，因此基于 公司 2.87 万 tU（2024 年 SSU 准许产量估算）的产量水平，可上下浮动 0.5-0.6 万 tU，已 经相当于第二梯队铀矿生产商年产出；2）铀矿供需紧平衡加大现货铀价弹性：铀矿一次供 需偏紧、二次供给边际向下导致供需维持紧平衡，且现货铀贸易仅占每年贸易总量的 20~30%，因此供给端扰动带来的价格波动在现货市场被进一步放大；3）产量调整反应需 求预期：公司与下游核电运营商以长协签单为主，并主要根据长协订单调整产出，考虑到 公司为世界最大铀矿出口商，因此公司调产也一定程度上可以引导市场对铀矿需求侧的预 期变化。

公司坚持 value-over-volume 的市场为中心的战略，连续七年表现强大市场纪律性。公司 优先考虑最大化单位销售价格而非简单追求高销量，根据市场供需情况控制产出，进而起 到对铀价的引导作用。从历史数据来看，公司自 2017 起开始在 SSU 准许范围内削减产量， 并自 2018 年起以 SSU 基准的 80%最低产出标准进行生产活动；从铀矿现货价格来看，2017 年开始国际铀价出现拐点，2023-24 年达到近年高位，公司并未迅速扩产，而是在原定 2024 为 SSU 基准 90%的目标下，进一步减产至 80%，并将于 2025 年保持减产比例，体现强大 市场纪律性和作为铀矿龙头的责任。

位于全球天然铀生产成本曲线最左侧，具备显著且持续的成本优势

公司平均生产成本较友商低 56%，掌控全球成本最低的前 35%矿山

公司大部分矿山生产成本位于全球前三分之一，处于铀矿行业成本曲线最左侧。以 2023 年为例，根据 UxC 数据，2023 年按产量加权的平均生产全成本约为 30$/lbs U3O8，其中 公司旗下铀矿平均生产全成本约为 21$/lbs，其他铀矿平均生产全成本约为 49$/lbs，相比 之下公司较行业其他矿山有约 56%的平均生产成本优势。2024 年，原材料、通胀等因素带 动全球天然铀生产成本中枢上移，但公司仍维持了平均成本全球最低的优势。根据 FY24 各公司公告数据，哈原工、卡梅科、帕拉丁能源自产铀矿的平均生产全成本分别为 27.65、 22.95（31.35 $CDN/lbs）、42.10 $/lbs，产量分别为 2.33、1.43、0.07 万吨，哈原工保持 规模最大、成本最低的显著优势。

成本优势具备持续性，多重禀赋独天得厚

材料+MET 税（Mineral Extraction Tax，矿产开采税）+人工贡献主要生产成本，通货膨 胀+MET 税改为成本变动驱动因素。2024 年公司现金成本中材料/人工/MET 税占比分别达 到 24%/21%/19%。硫酸为材料中最昂贵的成分，单位成本占比约为 50%。复盘 2018-2024 年公司铀矿生产成本变化，我们认为整体成本结构维稳，变化主要由通货膨胀导致的人工 成本&CAPEX 边际性变动+MET 税改制结构性变动所驱动，因此我们看好公司铀矿生产成 本优势具备持续性。

1. 原位开采（ISR）：公司铀矿可采用成本更低、单产更高的 ISR 方式经济开采。ISR 是 一种采矿和提取相结合的技术，特别适用于渗透性砂岩地层中的铀矿开采，而哈萨克斯 坦境内的铀矿恰好符合 ISR 所需的“渗透率较高层状砂岩矿床+顶部和底部被非渗透层 如黏土封闭”的地质条件。根据 IAEA 数据库，哈萨克斯坦拥有最多的大型砂岩铀矿矿 床。相比地下开采和露天开采等传统采矿方式，ISR 开采具备四重经济性优势：1） CAPEX 方面：ISR 项目开发周期短，首年内便可兑现可观现金流，投资回报快；2） OPEX 方面：ISR 生产所需设备少，功耗较低，且单位生产劳动力也相对较少；3）产 率方面：ISR 可实现低品位矿石的经济回收，提高资源利用率，可回收传统采矿方式无 法回收的铀矿；4）环保方面：该方法无尾料，且减少辐射暴露并降低环境影响，进而 减少环保和防护相关成本。 在此基础之上，公司铀矿可采用比碱式 ISR 更经济的酸式 ISR 进行生产。一般酸式 ISR 在碳酸盐含量低于 2%CO2 时才具备经济性，目前公司所有铀矿均可采用酸式 ISR 开 采，而砂岩铀矿资源丰富的美国和澳大利亚则主要采用碱式 ISR 开采。完全采用 ISR 开采技术是公司成本优势的主要来源。相比碱式 ISR，酸式 ISR 具备三重经济性优势： 1）产率方面：酸式ISR对铀的回收率更高，约为 70%-90%，而碱式 ISR回收率为 60-70%； 2）CAPEX 方面：由于回收率高，因此具备较好的浸出动力，例如回收率是 80%时酸 式 ISR 浸出液孔洞数为 3-4，而碱式 ISR 需要 10-12 个，因此 CAPEX 相对更低；3） OPEX 方面：浸出液存在氧化铁，因此可以省去氧化剂，相对碱式（主要是碳酸盐+氧 化剂）材料成本更低，可节省约 50%的 OPEX 成本。 最终体现到单位成本上，根据 UxC 2023 年生产成本统计数据计算，当前在运 ISR/露 天开采/地下开采的平均加权全成本为 21.2/48.1/38.8$/lbs U3O8，其中 ISR 主要为公司 旗下铀矿，相比传统开采方式有 50%左右领先优势。

2. 汇率：复盘历史成本走势，我们认为公司的收支货币结构叠加坚戈贬值贡献生产成本 优势。收支结构方面，公司大部分支出为坚戈，而收入则以美元为主。拆分来看，收入 方面，公司与下游客户以美元计价签订合同，2024 年公司 94%的收入为美元；支出方 面，公司从子公司购铀通过坚戈支付，价格参考以美元计价的铀矿现价，而子公司生产 成本和费用支出大部分为坚戈，2018-2024 年期间公司以坚戈计价 C1 现金成本上涨 95.3%，而由于同期坚戈较美元贬值了-26.5%，公司以美元计 C1 现金成本仅上涨 43.5%。 另一方面，公司收支上收益于坚戈贬值，但是也会一定程度上被美元计价的负债影响所 抵消，2024 年公司 70%的负债计价为美元。

3. 探矿：承接前苏联探矿成果可节约 2.5$/lbs U3O8 的成本。公司在运铀矿的勘探在前 苏联时期完成，政府将开采权直接授予公司，因而不存在额外的勘探成本摊销。根据 MinEx Consulting 的数据，以 2017 年美元计价，1945 年至 2016 年期间平均探矿单位 成本为 2.5$/lbs U3O8，并预测未来探矿成本为 3$/lbs（位于 2-4$/lbs 区间）。

4. MET（矿物开采税，Mineral Extraction Tax）：横向对比来看哈萨克斯坦政府征收的 资源开采税较高，是驱动成本结构性变化的 X 因素。由于近年来天然铀行业景气度提 升，哈萨克斯坦政府整体提高了对铀矿征收的 MET 税，是导致公司成本被动上涨的核 心因素之一。哈萨克斯坦铀矿 MET 税的调整分为几个阶段：1）2023 年以前：按照铀 矿开采和初级加工生产成本的 8.5%税率征收；2）2023-24 年：MET 税率为 6%，税额 为公开现货加权平均价格 x 年产量 x MET 税率；2）2025 年：MET 税率提升至 9%， 税额为公开现货加权平均价格 x 年产量 x MET 税率；3）2026 年以后：MET 税率分 为基础税率和附加税率两部分，基础税率部分，针对每个地下资源使用协议（Subsoil use agreement，SSU）下的铀矿分别确定；附加税率部分，根据现货加权平均价格征 收额外税率。最终税额同样为公开现货加权平均价格 x 年产量 x MET 税率，其中 MET 税率为基础税率和附加税率之和。根据 MET 税率对产量与铀价的敏感性分析，在铀价 区间 60-110$/lbs U3O8 内，MET 税率水平或将由 2024 年的 6%升至 2026 年的 8.4%-14.2%区间，对应增加约 0.5-11.0$/lbs 的成本。

5. 硫酸：硫酸短缺暂不构成成本瓶颈，虽然硫酸单价上涨，但是公司通过控制单耗，有 效控制了硫酸总成本的上升。由于哈萨克斯坦境内硫酸供给偏紧，硫酸采购价相应上升， 以美元计价，硫酸价格在 2024 年同比上涨 21.5%至 49,153KZT/t（换算约 105 美元/t）。 而在铀矿生产成本占比方面，2024 年占比仅为 13%接近 2021-22 年水平，主要系公司 通过统筹规划铀矿筑井节奏和开启产率较高的铀矿，进而降低单位生产硫酸耗量来起到 控制硫酸成本的作用。展望后续，考虑到公司 2027 年 80 万吨新建硫酸产能落地，可 能进一步带动硫酸价格回落，未来公司成本具备优化空间。

ISR 生产模式类似页岩气，产能弹性大，可以快速响应市场变化

哈萨克斯坦大型片状矿床适配多技术井系统酸式 ISR 开采，铀矿中最具经济性和敏捷性。 公司 ISR 开采方法是通过技术井系统进行的，多个技术井被组合为一个技术区块，每个技 术区块通过地面基础设施系统单独处理，每个技术区块分别隔离，并规划为在不同时期进 行生产活动。一个典型的区块包含 25-50 个井，分为三排，坚戈为 30-60 米，以每两个注 入井跨越一个排采井的排列方式；具体到技术井的生产，ISR 方法分为三个阶段，分别为井 开发期（钻井、井连接及酸化，共 4-6 个月）、铀矿开采期（共 36-48 个月，其中有 9-12 个月的爬坡期，产率逐渐升至顶点，此时 20%-40%的储量已被开采）以及清算期（当不在 具备经济性时停止注入保持排采，最终花费 10-12 个月进行环境复原）。单个技术井从开发 到产率达到顶点需要一年左右时间，即铀矿储量兑现为产量需要约一年时间。

矿井在不同生命周期内单位硫酸耗量具备差异，公司通过多开矿井（体现为 CAPEX 增长） 但少投硫酸（单耗下降）维持了产出。这种调控方式的实现依赖于技术井系统的运筹，即 技术区块的铀产量是由多个技术井的动态产量加合而成，为了形成稳定的区块产量，单元 技术井按系统顺序投入生产，当一些单元浸出时，其他单元正在准备生产，亦有单元已经 进入浸出完成和清算阶段。通过复盘公司 CAPEX 和产量情况，我们发现 2021 年之前公司 CAPEX 变化趋势与下一年产量走势具备强相关性，即 CAPEX 可一年后兑现为产量；上文 中提到，2022-24 年硫酸短缺，价格走高的同时公司生产的硫酸用量亦减少，我们可以发现 CAPEX 在 22 年开始出现较大幅度提升，但是 2023 年产量不增反降，基于此我们判断其 为通过启用更多高产率的新技术井来降低硫酸单耗，进而减少硫酸耗量来维持产出。进一 步延伸，我们判断如果市场行情变化，公司可以通过硫酸注入浓度变化快速调整产出量， 技术井系统和 ISR 技术的快速启停能力造就了公司大规模、快调整的生产敏捷性。

编辑：火腿肠