编者按：据新华社报道，美国总统拜登已经于13日签署一项法案，禁止美国进口俄罗斯生产的未辐照低浓缩铀。
摘要
核能作为清洁零碳排放能源，其清洁、稳定、安全特性正在得到全球能源规划者的重新认知。铀是核电站运行主要燃料，铀现货价格2021年后加速上涨，2023年开启“狂飙模式”，铀成为2023年表现最亮眼的能源大宗商品，从小众品种走向聚光灯下。本篇报告主要回答中长期如何通过一二次供需和库存等要素判断铀价是否还有上升空间，我们看好铀价中枢向上，看好现货铀价在一二次供需关系转暖背景下持续有向上动能，铀矿价格天花板还有可能随近期AI数据中心带来的海外核电结构性涨价而进一步打开，这一过程中长协铀价有望向上趋近现货铀价，利好铀矿企业盈利量价齐升。
核心观点
铀是核电站运行主要燃料，短期美国对俄浓缩铀禁令或将继续推高现货铀价，中长期如何通过一二次供需和库存等要素判断铀价是否还有上升空间，是本篇报告的主要目的。
本轮全球核电复兴强度堪比1970年代，核能产业机遇“十年等一回”
核能是目前人类掌握的单位能量密度最高的能源形式，同时也是清洁零碳排放能源。上一轮全球核电开发大周期伴随石油危机发生，在1970-80年代的20年间全球实现了年均17GW的核电新增装机。1990年代后随能源危机缓和以及核电事故出现，全球新增装机回落至约5GW/年水平。
2020年代以来，伴随全球能源格局变化，我们正迎来新一轮核电复兴周期。一方面俄乌冲突引发的油气能源安全议题正带动美欧国家核能政策复兴，另一方面高波动新能源渗透带来的电力系统压力使得对核电等可控装机的需求正在增强，此外海外再工业化和AI应用兴起有望拉动电源增量需求。核能的清洁、稳定、安全特性正在得到全球能源规划者的重新认知，COP28的2050年三倍核能宣言，以及G7国家宣布2035年退煤，国际社会开始认可核能对实现气候目标的重要性，国内核电审批节奏亦自2019年起实质性加快，我们预计本轮全球核电建设潮在长度和强度上均有望对标上一轮1970-80s高峰，2024-35年间全球核电年均新增装机有望突破18GW/年，核能行业正在经历“十年等一回”的产业机遇。
二次供给压制减弱，一次供给维持10%+缺口，铀价中枢有望继续向上
与常规能源大宗不同，二次供给一度占到全球铀供给的30-50%，铀价分析框架更需考虑二次供给影响。2017年开始，受铀矿停产减产影响全球铀一次供需率先由平衡转为紧张，我们自下而上梳理预计铀一次供需到2030年将维持10%+的缺口。过去几年二次供给增加（包括商业库存、乏燃料、离心机欠料运行及高浓度铀转化等）填补了一次供给缺口压制铀价上涨速度，但向前看，我们预计二次供给将减少（军事高浓度铀库存转化殆尽、富余商业铀库存减少投放），二次需求将增加（全球离心机产能趋紧，离心机从欠料运行提供二次供给转变为过料运行拉动二次需求；此外金融机构宣布了新的融资买铀计划），二次供需扭转将使得一次供需缺口影响更为突出，且铀矿与核电站的周期错配（开发耗时铀矿10-15年vs核电站5-10年，运营生命铀矿10-40年vs核电站40-60年）也隐含着供需平衡的脆弱性。
继续看好铀价中枢向上，关注铀相关金融资产投资机会
综上，我们看好现货铀价在一二次供需关系转暖背景下持续有向上动能。2024年以来，国际天然铀现货交易于80-100$/lbs U3O8，而1970年代上一轮核电大周期内铀价最高点曾触及175-200$/lbs（通胀调整后），铀矿价格天花板还有可能随近期AI数据中心带来的海外核电结构性涨价而进一步打开，这一过程中长协铀价有望向上趋近现货铀价，利好铀矿企业盈利量价齐升。相关企业包括全球铀矿龙头哈原工（KAP.L）、卡梅科（CCJ.N）、中广核矿业，以及铀矿即将复产的帕拉丁（PDN.AX）。
风险提示：核电站事故风险，海外地缘政治风险。列示公司信息均为客观信息，不代表个股研究和覆盖推荐。
正文
我们与市场的不同观点
铀是核电站运行主要原料，我们认为主流的铀行业分析报告借用传统能源大宗投资框架，忽视了铀与常规能源大宗的三个不同点，导致铀矿价格走势难以把握：1）铀来源多元化，除铀矿开采带来的一次供给之外，存在于铀供应链各环节的二次供应一度占到全球铀供给的30-50%，二次供需边际变化对铀价分析至关重要；2）铀库存由于其特殊性并无公开连续数据，且可查的数据会发现库存体量较大，但由于铀库存的战略性，并不一定存在一个“合意库存水位”，因此铀库存和价格并非一一对应；3）铀产业链条上多个环节存在严格的规管和限制，也使得供需不平衡的发生更难以在短期内消除化解。
全球核电政策已迎来转向，我们预计全球核电年新增装机即将重回1970-80年代上一轮核电复兴时的高峰。国际天然铀价格在去年涨到106美元/磅，创10年新高之后，市场对于后期走势开始出现分歧。我们基于自下而上的铀一次供需（铀矿产出vs核电站需求）分析预计铀一次供需缺口将维持10%+。在此基础之上，与市场认知不同，我们对于铀二次供需有如下三点观察，支撑我们对铀价继续上行的判断：
1)我们认为市场商业铀库存抛售高峰已过。虽然据IAEA统计，截止2021年底全球全产业链铀库存达到45万吨U3O8，可供全球核电站使用接近六年。这个库存规模看似庞大，但实际有多少库存愿意出售、构成二次供给是一个未知数。2021年金融机构大量采购实物铀，此后的2022-23年现货铀市场缩量涨价（2022、23年铀现货交易规模同比下降48%、18%，现货占当年全部铀贸易比例同比下降27pct、10pct，长协市场比例和规模对应增长），我们认为有理由推测金融机构在2021年的下场扫货已经消耗了供应链中较多的可供对外销售的铀库存， 2021年整体铀市场考虑一次和二次供需后已经接近平衡。随核电需求回暖，出售库存不再是企业的有利选择，而未来一次供需紧缺仍将持续、二次供需过剩好转，将推动铀价的趋势向上。
2)我们认为金融机构将继续创造对铀的二次需求，而非抛售其持有的实物铀形成二次供给。投资人此前普遍的担忧在于金融机构在经历了近两年铀价上涨后，其持有的实物铀资产已累积了一定的投资收益，是否会选择获利了结。根据我们对Sprott公司铀实物信托基金的机制设计的研究，其为不可赎回信托，基金持有人持有的实物铀信托份额并不支持实物交割，意味着其持有铀规模不会缩减。与之相反，Sprott于2024年初推出了融资计划，募集资金将继续投入铀采购，因此我们认为金融机构带来的铀需求有更强的持续性。
3)我们认为美国对俄罗斯浓缩铀产能的禁令将扭转二次供需局势。我们认为美欧国家试图提升浓缩铀自供比例的动作可能加速二次供需反转。从机理来说，离心机产能越紧缺、单位低浓缩铀产出所需的天然铀投入越多。根据行业经验，不同国家离心机的单位天然铀耗差异可以造成20%+的铀需求差异，当前国际浓缩铀产能紧缺的局面将推动铀需求的提升，且浓缩铀产能扩张的国际规管限制较多，这一局面短期难以扭转。
铀矿价格上涨接近上轮高点，是起步还是尾声？
2H22至今铀现货价格累计涨幅达到86%，成为过去两年表现最亮眼的能源大宗商品。我们分析铀的涨价节奏可以发现，铀的涨价节奏慢于全球其他能源价格也慢于自身一次供需的变化，铀价上涨的滞后性我们认为主要是由于二次供需的存在。
在2017-21年间，铀二次供给的释放填补了一次供给的不足，压制了铀价的上涨空间，而随着2021年铀二次供给放量见顶，2022年以来我们经历了二次供给的减少（我们认为库存销售空间缩小；同时，随需求前景改善和核电站重启，持续减少库存不再是公用事业公司的有利选择；此外，欧美公用事业摆脱对俄罗斯铀浓缩产能的努力使得离心机产能由过剩转向不足（与铀转化和铀浓缩价格的上涨对应），离心机欠料运行模式带来的二次供给随之下降，进一步压低了二次供给。金融机构的采购则带来了额外的二次需求。
铀价上涨虽迟但到，2023年涨幅领跑能源大宗
铀是全球电力供应的重要原料，天然铀之于核电，如同煤炭之于煤电、天然气之于气电。核电贡献了全球约10%的发电量，具备清洁、稳定和经济的特点。核电发电原理基于核裂变反应，在核反应堆中，重原子核受到中子撞击后发生核裂变释放能量，裂变过程产生的中子继续撞击其他原子核引发更多裂变反应，形成连锁反应并持续释放能量。裂变反应产生的热能通过介质水转化为蒸汽，蒸汽驱动涡轮机旋转产生机械能，最终通过发电机转换为电能。铀-235是目前最常用的核裂变燃料，其它元素（或核素）如钚、钍等虽也可用于核裂变反应，但铀在资源储备、易裂变性（与其他重核元素相比，铀-235的中子反应截面大，被中子轰击时更容易发生核裂变反应并且反应可持续）等方面最具优势。核电也是铀最主要的民用下游应用方向，是铀需求的主要来源。
天然铀（黄饼）是铀主要的贸易形式，铀现货价格2021年后加速上涨，2023年开启“狂飙模式”。铀价具备长周期特征，此前周期高点出现于1975-1980以及2007年。而本轮铀价自2017年触底后，先经历了几年温和上涨，2020年中到2022年中的两年能源大宗涨价周期中，天然气、石油、煤炭分别实现了336%、189%、118%的区间涨幅，而同期铀价涨幅52%，虽亦实现上涨但涨幅不及其他能源大宗。2022年中天然气、石油价格见顶，目前天然气已回落至1H20水平，煤炭回落至1H21水平，石油维持相对高位，而铀价持续逆势上涨，自2H22至今以来铀价累计涨幅达到86%（vs同期天然气-75%，煤炭-33%，石油-15%）， 铀成为2023年表现最亮眼的能源大宗商品，从小众品种走向聚光灯下。
不同于常规能源大宗，二次供需在铀的分析框架中同样重要
我们分析铀的涨价节奏可以发现，铀的涨价节奏慢于全球其他能源价格（煤炭天然气石油涨价尖峰出现于2022年，而铀价加速上涨从2023年开始），也慢于自身一次供需的变化（2017年全球天然铀一次供需已出现翻转，且此后缺口持续扩大，但铀价仍在数年内维持了低位，直到2022-23年涨价才开始加速）。铀价上涨的滞后性我们认为主要是由于二次供需的存在：二次供给在2000年及以前一度占到全球铀供给的50%以上（当前仍有接近30%），二次需求在2018年金融机构下场后开始提升（一度提升至全球铀需求的~20%），使得二次供需不仅仅是一次供需的“补充”，还可能是影响铀供需关系和价格的“决定者”，我们认为这也是铀和其他常规能源大宗分析一个主要不同，也是预期差的来源。
复盘过去十年的铀价行情，我们可以看到一次供需反转带来铀价止跌，而二次供需反转带来铀价加速上涨。2017年以来，铀的一次供给开始持续小于一次需求，但铀价仅温和上涨直至2022年后涨幅扩大，我们认为铀价上涨滞后的核心因素来自二次供给释放。我们复盘2011年以来的铀供需和价格，可以看到三个不同的阶段：
1)2011-2016年，铀供给上行需求下行，铀价快速回落：2011年福岛核事故后，部分核电机组的关停或延期导致铀需求下行，但受铀矿启停周期等因素影响，铀供给仍维持了一段时间的小幅上涨，整体供需失衡导致全球铀价快速下行。
2)2017-2021年，一次供需反转，铀价温和回暖：2016年铀价跌破30$/lbs，跌至多数铀矿公司盈亏平衡线以下，全球铀矿密集减产，供给退出，如加拿大的McArthur River/Key Lake和纳米比亚的Langer Heinrich分别在2017、2018年暂时停产，使得2017年以来一次供需关系反转，出现一次供给持续小于一次需求。然而，在此情况下全球铀价在2020年前仍维持低位，每年铀价涨幅不超过20%，原因主要在于二次供给的释放填补了一次供给下行的缺口，市场整体供需仍未实现真正逆转。
3)2022年至今：二次供给减少，铀价弹性放大：直到2021年，当年金融机构二次需求消耗了大量的二次供给尤其是商业库存，从2022年开始铀矿二次供给显著下行， 2023年叠加年初哈萨克原子能下调去年产出目标、年中尼日尔政变导致Orano当地矿山停产，均催化了市场情绪，推动现货铀价冲高。
二次供给来自于铀燃料循环的各个关键环节
具体来看，铀的二次供给从何而来？铀的一次供给主要来自天然铀开采，天然铀开采后经铀转化、铀浓缩、燃料组件制备最终应用于核电站，在反应完一个周期后以乏燃料形式卸出，上述流程构成了一个完整的铀燃料循环，而二次供给即伴生于铀循环流程的各个环节。
1)天然铀的开采方式包括露天采矿、地下采矿和原位回收（ISR）。露天采矿主要用于铀矿石埋藏较浅（地表以下小于100米）的铀矿床，可直接移走矿体上的覆盖物、从敞露地表的采矿场采出铀矿物。地下采矿主要用于铀矿是埋藏更深（地表以下100米以上）的铀矿床，需通过开掘井巷工程，从地下矿床的矿块里采出矿石。通过露天或地下采矿两种传统方式得到的矿石，将被运至研磨厂进行粉碎、研磨，随后在大型储罐中用酸或碱浸出得到铀溶液。而原位回收（ISR）是一种采矿和提取相结合的技术，可应用于内部渗透率较高，顶部和底部被粘土层等不渗透层封闭的层状砂岩矿床中，ISR技术将酸或碱溶浸液通过注液钻孔注入到可渗透的含矿含水层，使溶浸液在渗透过程中与铀接触并进行溶解反应，生成含铀溶液，并从抽液孔被抽至地表。通过露天/地下采矿经破碎研磨浸出制成的铀溶液，或通过ISR技术直接原位溶解抽取得到的铀溶液，经由溶剂萃取工艺提纯，再经由化学沉淀转化为固体，干燥后得到铀精矿，通常也被称为黄饼，主要成分是铀的氧化物如U3O8，黄饼也是目前全球天然铀贸易的主要形式。
2)黄饼（铀精矿）经由铀转化、浓缩、燃料组件制备后最终应用于核反应堆作为核燃料。铀转化首先将黄饼（U3O8）经过进一步提纯制备成铀氧化物，再进行化学转化制成二氧化铀（UO2），二氧化铀通常会经过化学反应转化为六氟化铀（UF6）或其他铀化合物以便进行后续的浓缩。铀浓缩利用铀同位素相对原子质量等特性的差异，以分离并富集天然铀中的U-235生成浓缩铀，将铀中的U-235同位素的含量从天然铀的0.7%提高到适合于民用核能反应的水平（3-5%）。常用的浓缩方法包括气体扩散法、气体离心法和激光分离法。燃料铀制备将浓缩铀转化为二氧化铀粉末，压制成小燃料颗粒，在高温（1600-1700°C）下烘烤烧结以制成硬质材料，并插入被称为燃料棒的薄管中，根据反应堆的类型，不同数量的燃料棒组合在一起形成燃料组件。此外，燃料铀制备过程还可能包括将铀化合物与其他材料（如稳定剂或包覆材料）结合，以提高燃料的性能和安全性。
如上图所示意，铀的二次供给伴生于铀一次供给流程的各个环节，包括：
1)天然铀库存存在于铀产业链各主体，其中核电站商业库存构成潜在可供销售的二次供给。低放射性、相对易保存的天然铀是铀库存主要的形式（燃料组件设计定制程度高与核电站堆型相关，较难跨国/跨企业转销），铀产业链条上的不同主体都可能保有天然铀库存，包括：1）铀矿开采企业的产销差构成周转库存；2）核电站业主采购后用于商业储备的天然铀；以及3）国家主体采购后作为战略储备的天然铀。其中，核电站商业储备是最可能进行灵活销售的天然铀二次供给形式。而2011年福岛事件之后，日本，德国，韩国等发达国家核电停堆也造成这些库存形成市场上的二次供应。
2)铀浓缩环节欠料运行模式，减少对天然铀的需求，带来可供二次销售的过剩天然铀。在铀浓缩产能相对于天然铀供给过剩的阶段，铀浓缩厂商可以通过投入减料和贫铀尾矿再浓缩，尽可能提高离心机的利用率以实现成本的优化（少用铀、多分离），这部分减少的铀需求成为二次供给的重要部分。
3)高浓度铀转化为低浓度铀可实现铀的军用转民用，形成二次供给。军用高浓缩铀（HEU）中的U-235浓度通常可达90%，可以与含有低水平U-235的贫铀、天然铀等混合，以生产3%-5%的低浓缩铀（LEU），用于动力反应堆的燃料，实现浓缩铀的军用转民用。1991年美苏冷战结束后，过剩的军事铀材料转变为商业核能主要燃料来源成为趋势，构成21世纪初铀二次供给的重要来源。
4)乏燃料处理后制成再生铀或MOX燃料构成二次供给。铀燃料组件在核反应燃烧深度达到卸出标准从堆内卸出后，其元素构成一般由最初的4%铀235、96%铀238，变为1%未烧完铀235、1%新生成钚239、93%未利用铀238、5%裂变产物，统称为乏燃料。乏燃料处理涉及对已使用的核燃料进行回收，以处理放射性废物，并提取可再利用的铀和钚。其中铀235提取后可以重新浓缩制作可再用于核电站中（再生铀），而钚239则可以提取后与铀238混合形成MOX燃料。再生铀和MOX燃料均形成铀的二次供给。
22-23年铀价加速上涨意味着二次供给和库存减少，但市场仍然心存疑虑
由上可见，商业库存、乏燃料、离心机欠料运行及高浓缩铀转化（HEU）构成了铀二次供给的主要来源，近年二次供给占总供给比例持续减小也伴随着铀价加速上涨。二次供给在2000年以前一度可以占到总供给的50%以上（当年冷战军备竞赛遗留的HEU有大量可转化）。而到2021年，二次供给的占比为41%，2022年下降至30%。以2022年为例，据UxC，当年二次供给总量26331吨U3O8，占到铀全部供给的30.1%，其中商业库存释放是最主要的二次供给来源，提供了14390吨U3O8，约占二次供给的54.7%；其次是美国政府库存与乏燃料，2022年共提供了3776吨U3O8，约占14.3%；离心机欠料运行实现3164吨U3O8供给，约占12.0%；其他来源合计约占当年二次供给的19%。与2021年相比，2022年二次供给占比的下降主要来自于商业库存的减少。
我们回溯可以发现，尽管从2017年开始铀一次供需就由平衡转为紧张，对应铀价也触底反弹，但此后几年铀价上涨较为温和，每年涨幅不超过20%，直至2022年二次供给大幅下降，铀价弹性显著放大，单年涨幅达到40%。究其原因，我们认为在2017-21年间，铀二次供给的释放填补了一次供给的不足，压制了铀价的上涨空间，而随着2021年铀二次供给放量见顶，2022年以来我们经历了二次供给的减少（我们认为库存销售空间缩小；同时，随需求前景改善和核电站重启，持续减少库存不再是公用事业公司的有利选择；此外，欧美公用事业摆脱对俄罗斯铀浓缩产能的努力使得离心机产能由过剩转向不足（与铀转化和铀浓缩价格的上涨对应），离心机欠料运行模式带来的二次供给随之下降，进一步压低了二次供给。分别来看：
2013年后，俄美HEU转化供给消耗殆尽
1993年美国和俄罗斯政府达成了一项高浓缩铀购买协议，也称为Megatonesfor Megawatts计划，即美国将在20年内购美俄罗斯500吨HEU制成的低浓缩铀，并用于民用核反应堆。协议于1994年由两个公司作为政府执行代理正式签署，并在1995年实现首次交付，此后HEU成为二次供给中稳定的主要来源。2008年，双方签署该协议的修正案，允许俄罗斯在协议后的2014-2020年内，以低浓缩铀供应美国20%的铀需求；但HEU协议并未延长，于2013年正式结束，总计500吨HEU已被回收制成1.4万吨低浓缩铀，并完成所有交付。2013年后HEU进入商业铀市场的体量骤减，在二次供给中的占比快速缩水，目前几乎已不再贡献产出。
随需求前景改善和核电站重启，销售商业库存不再是企业的最优选择
一方面，铀矿企业持有天然铀库存规模较小。如KAP近年来维持在4-5个月产出水平（100%basis），Cameco在手库存紧张、2023年甚至需要通过在市场上购买天然铀来满足对客户的交付需求。
另一方面，随着核能行业的复苏和核电站的重启，核燃料需求预计将逐渐增加，商业库存的需求也相应上升以满足未来核电需求，销售商业库存不再是公共事业公司的有利选择。
1)日本：公共事业公司持有库存体量较大，核反应堆关停期间并未实现大量销售，随重启趋势增强其销售动力愈发减弱。2011年福岛核事故后，日本于2012年关停国内所有核反应堆，大量库存铀燃料滞留在其公共事业公司手中，据Reuters，事故前日本商业库存约为26798亿日元当量，到2018年仅小幅将至24427亿日元，并未出现大量售卖的情况。2015年后，日本逐步重启国内核反应堆，截止2023年底，剩余33座机组中共有12座重启运转，已提交申请机组共15座；其中东京电力公司作为当年福岛事故的核电运营商，其核电运营禁令也于2023年正式取消，公司持有的Kashiwazaki-Kariwa核电站被允许重启，成为日本核电重启的标志性事件。随着日本反应堆重启的势头增强，公共事业公司出售手中库存的动力持续减弱，因此日本整体商业库存体量较大，IAEA数据显示日本2021年库存约7.0万吨U3O8当量，假设目前已提交重启申请的核反应堆均可通过审批并最终实现重启，目前库存仍可满足其国内核反应堆约15年的燃料供应。
2)美国：EIA数据显示美国公共事业公司的库存在2018年后基本未消耗，持续保持在约5万吨U3O8当量水平，约可满足美国核反应堆3年的燃料供应。
3)欧盟：商业库存自2018年以来小幅下降，年降幅在5%以内。据ESA，2018年欧盟商业库存约为5.3万吨U3O8当量，到2020年降至约5.0万吨U3O8当量，2021年库存的骤减一定程度上受英国脱欧影响，其库存不再计入欧盟总数。目前欧盟公共事业公司的铀库存可满足其对应核反应堆约3年的燃料供应。
金融机构采购或消耗了最后可供销售的商业铀库存
2018年以来，多家金融机构亦注意到铀市场供需反转趋势，陆续成立实物铀投资基金。2018年以来多家金融机构入局参与铀市场机会，包括Yellow Cake PLC（英国）、Uranium Royalty Corp（加拿大）、Sprott Physical Uranium Trust（加拿大/美国）等实物铀投资工具相继成立上市，三家机构设计机制略有差异，但均是通过向投资人公开/非公开发行基金份额并将募集资金用于采购实物铀资产，基金份额与实物铀资产拥有权一一对应，基金交易价格反应其代表铀资产的价格，基金份额在二级市场的公开交易价格即有效反映铀价变动，铀价上涨推动份额价格上涨，从而为投资人提供了一种直接投资实物铀的金融工具。除上述三家金融机构外，ANU（哈萨克斯坦）、Zuri（瑞士）、PFYN（德国）亦陆续入局。
金融企业2021年的铀采购或消耗了市场上最后可供销售的商业库存。Sprott在2021年成立上市，当年内采购1.87万吨，2022、23年再次采购0.82、0.18万吨；Yellowcake在2018年成立上市，当年内采购0.38万吨，此后采购高峰亦在2021年采购了0.39万吨，2019/20/22/23年采购量则均维持在百吨级别；URC在2019年上市后以铀矿直接股权投资为主、实物铀收购为辅，其实物铀采购体量2020-23年均维持在几十吨到数百吨每年的规模。2021年单年，我们统计的三家铀金融机构合计采购规模接近2.3万吨，相当于全球一年铀需求的三分之一，一定程度上也推动了全球商业铀库存的去化、加速供需走向平衡，我们在随后的2022-23年看到铀涨价的加速，从2021年的同比+18%，2022/23年加速至+41%/+25%。
市场担忧金融机构销售其持有的实物铀引发铀供需失衡，我们研究铀金融投资工具的运行机制后认为这一担忧是多余的：以Sprott Physical Uranium Trust（SPUT）为例，公司看好铀价前景，当前SPUT设计为不可赎回信托，铀资产不支持实物交割，意味着其持有铀规模不会缩减。Sprott在2021年设立Physical Uranium Trust之初就将其机制设计为non-redeemable fund，意味着基金份额的持有人无法要求赎回份额并进行实物铀交割（physical delivery），而只能对基金份额进行二级市场交易买卖。这一点与Sprott旗下其他几支Physical Bullion Fund（分别持有金、银、铂/钯）可赎回、可实物交割构成了主要区别。SPUT去年曾内部论证过是否需要给铀信托也增加回赎机制（redemption feature），但最终决定考虑到目前铀市场上行前景，SPUT维持不可回赎特征。只要上述机制不调整，Sprott所持有的实物铀资产总规模就不会下降。
金融机构或将继续净增持实物铀，反映对铀价看涨前景。SPUT今年初再次推出增发计划，募集资金在未来两年内有望持续转化为铀需求。自2021年上市后，SPUT曾多次通过向加拿大证监会申请发行新增信托份额，筹措资金用于实物铀采购，按规定其筹措得资金的90%+必须用于购买实物铀采购用途。2024年1月3日，加拿大证监会获批了SPUT总价不超过$1.5bn的新增信托份额发行申请，SPUT可以在未来25个月内不定期按市场价格（At-The-Market机制）不限次数发行新增信托份额（一般会少量多次，避免对铀市场产生冲击），直至所有获批规模发行完毕。资金筹措到位后， SPUT一般会选择第一时间进行铀采购，以保证份额发行时点和实物铀采购时点铀价接近，避免信托份额价值受影响。按当前铀价格区间（$70-90/lbs），$1.5bn的增发规模对应SPUT在未来两年内具备采购~8000吨铀的能力，而根据SPUT和加拿大证监会的协议，SPUT每年的现货采购量上限为4000吨铀，相当于一年全球铀需求的约5%。
铀矿企业以实物铀销售、基金投资等多种形式与金融机构合作，或是现货铀价的支撑力量。如哈原工KAP在2021年末以基石投资人的身份参与了实物铀基金ANU的设立，在ANU首发募资$50mn中认购了48.5%；此外，KAP也是ANU和Yellowcake主要的铀供应商之一，Yellowcake在2019年上市时向KAP采购了8.1mn lbs的U3O8，并与KAP签订长期协议，在2019-2027年期间每年可以按市场价向KAP采购$100mn/年等价U3O8（按当前铀价折合1.1~1.4mn lbs U3O8/年）。除KAP外，中广核铀业（CGN Global）的铀贸易业务也包括和实物铀基金URC的采购（2023-25年累计采购0.5mn lbs U3O8）。由此可见，铀矿企业亦直接、间接参与到金融机构的铀买卖行为当中，为现货铀价的底部提供支撑。
乏燃料再利用技术以及MOX燃料生产技术难度高，增产难度大
乏燃料处理和MOX燃料制作技术壁垒及成本更高，短期增产难度大，短期难以提供二次供给增量。核燃料回收再利用的技术难度主要体现在以下几个方面：首先，高放射性废物的处理对操作人员和设施的辐射防护提出了严格要求；其次，乏燃料中的核材料与放射性核素的分离和处理涉及复杂的物理、化学过程，需要高度的专业知识和技术能力，相比于天然铀浓缩，再生铀浓缩要求及成本更高，尤其是燃耗深度的提升会提高再生铀处理难度；此外，对于MOX燃料制备来说，技术难点还在于核材料的精确混合和控制，合理的铀和钚的比例对于燃料的性能和稳定性至关重要。
由于乏燃料和MOX燃料技术的复杂性和难度，目前技术主要掌握在法国、俄罗斯、日本等少数国家手中，产能目前总量有限，统计乏燃料年处理能力3860吨、MOX燃料产能440吨。扩大乏燃料处理能力也面临着一定的挑战，需要投资大量的资金和资源，扩产周期长，且成本高于一次开采，只能作为一种补充供应形式，短期内难以实现快速增长。
美欧国家试图提升浓缩铀自供比例，或将离心机供给变为需求，完全扭转二次供需趋势
也有投资人担心仅仅是金融机构的铀采购和商业库存的消耗并不能改变大量离心机欠料运行带来的过剩铀二次供应对于市场可能的冲击，对此我们认为2024年5月刚刚在美国国会通过的对俄罗斯浓缩铀的限制将会进一步坐实离心机产能紧张、使得欠料运行转为过料运行，离心机对铀从增加二次供给转换为增加二次需求、完全扭转二次供需的过剩趋势。这一背景下，对未来铀价的判断可能从二次供需占主导向一次供需基本面分析回归，铀价上涨将不仅仅发生在现货市场，而是更可能长协价格签订中体现，长协签订活跃度、占比的持续提升将使得上涨的铀价逐步反映在铀矿企业报表中，推动铀矿企业业绩的持续增长。
离心机供给趋于紧张，这部分二次供给或向二次需求演变
离心机产能2022年起由过剩转变为紧缺，欠料运行产生的二次供给或将转变为过料运行导致的二次需求，供需关系扭转。过去几年间，全球浓缩铀产能持续处于过剩状态，浓缩铀厂商通过投入减料和贫铀尾矿再浓缩，尽可能提高离心机的利用率以实现成本的优化，这部分减少的铀用量成为二次供给的重要部分。这一运行模式在2022年发生扭转。2022年随着东西方地缘政治局势的变化，全球主要国家开始多样化其铀浓缩供应链。然而，铀浓缩供应链本身具有高度集中性，主要集中在俄罗斯和部分欧洲国家，因此美欧国家的多样化举措导致了实际的铀浓缩产能紧张的情况，铀转化和浓缩的价格在2022年已开始出现较快的上涨。为了满足需求，离心机运营商的运作方式逐渐从过去的少投入铀并提高离心机利用率，向多投入铀以节约离心机产能转变。这一转变意味着离心机需要通过消耗更多的天然铀以满足铀浓缩需求，据行业经验，欧洲离心机单位铀耗较俄罗斯高20%，也反映出离心机供需在不同区域的不同状态，过去多余的铀产出降逐渐缩减，供需关系扭转，带动2023年铀现货价格随之上涨。
此前美国众议院已经于2023年12月通过对俄铀浓缩禁令，而本次参议院于2024年5月2日通过禁令，目前已通过国会等待总统签署，预计2028年起禁止俄罗斯铀浓缩进口，若俄罗斯提前采取反制措施则全球铀浓缩产能紧缺和供需错配或将加剧，加速铀浓缩环节从提供二次供给向创造二次需求的转化。俄罗斯是全球铀浓缩与转换服务的主要提供者，其在苏联时期率先掌握了相关技术，并建立了大规模的工业化生产能力，奠定了领先地位（产能全球占比接近50%）。90年代后，俄罗斯与美国签署高浓缩铀购买协议，低价的俄罗斯浓缩铀供给使得美国国内的铀转化浓缩产业逐步停滞。此外，因涉及核武器问题，铀浓缩技术一直是国际社会严禁扩散的敏感技术，国际原子能机构与联合国希望能控制各国铀浓缩活动，这也一定程度上限制了铀浓缩供应商的加入门槛。目前,全球核燃料市场主要有4家商业铀浓缩服务供应商：欧洲铀浓缩公司(Urenco/Areva)、俄罗斯国家原子能工业集团(Rosatom)、法国欧安诺集团(Orano)和中核集团(CNNC)；美国铀浓缩公司（Centrus，前身为USEC）于2013年退出铀浓缩一次供应市场但2023年底重启了产能。最近数据来看美国和欧洲核电企业对俄罗斯铀浓缩的依赖度仍有约20%、30%、不亚于此前俄罗斯天然气供应之于欧洲需求（俄乌冲突前，欧洲对俄罗斯天然气的依赖度达到30-40%），而美欧铀浓缩企业扩产仍需时日，若俄罗斯提前采取反制措施切断浓缩铀供应，则铀供需的矛盾或被提前放大。
铀矿回归一次供需定价，本轮核电长协签订周期中长协价格或向现货趋近
新一轮铀长协签订周期开启，签订活动预计仍将持续。2008年以来金融危机、福岛事故、供给扩张接连冲击铀市场，铀供需过剩使得现货价格大幅走低至长协价格以下，这也使得企业倾向于现货采购，拉低长协签订比例。2022年以来，铀供需和价格趋势反转，现货价格率先反弹并重新回到长协价格之上，企业铀采购策略也从现货为主回归长协为主。全球核电新一轮铀长协签订周期开启，2022、23年全球铀长协签订量分别达到114、160mn lbs，同比增速高达59%、40%，长协签订量创出2012年以来新高。基于UxC数据测算，2022-23年全球铀采购中70-80%为长协采购，较2020-21年的40%大幅提升。长协覆盖率仍未饱和，长协往往提前于需求数年签订，我们从欧盟和美国官方统计数据中观察，美国、欧洲核电企业目前已签在手长协对铀需求的覆盖率将从2025、2026年开始不足90%，并从2028、2031年开始跌落50%，因此预计长协签订保供需求在未来多年有望持续。
随二级供需过剩局面扭转，我们预计铀定价或回归一级供需基本面，长协价格逐步趋近现货价格，看好长协价格重回90-100USD/lbs区间。2023年中开始铀现货价格加速上涨，由50-60USD/lbs一度涨至今年初100USD/lbs以上，近两个月回落至85-90USD/lbs。同期铀长协价格涨幅相对较缓，从2023年中和现货接近的50-60USD/lbs，在现货高峰（今年1月）长协均价仅72USD/lbs，长协较现货折价一度接近30%。而近两月现货铀价回落、长协铀价继续上涨，最新价格已来到77.5USD/lbs，长协现货折价收窄至13%。我们看好长协价格继续向现货价格区间靠拢，向上趋近90-100USD/lbs，此外在运铀矿的边际成本（部分在运、待产矿山边际生产成本70-80USD/lbs）也为铀价提供支撑（对应边际产能毛利率20~30%）。
全球核电增长重启，铀矿供需长期趋势回归一次供需分析
随着AI时代来临，发达国家开始面临碳中和和能源需求再次增长压力。过去核电增长主要来自发展中国家，但是目前发达国家亦开始重启核电计划，除了2030年前18.3GW的已有核电重启，我们预计亦有21.3GW的核电新增装机启动，叠加发展中国家的核电需求，到2030年会有一共新增130.9GW核电装机，推动全球核电每年天然铀需求达到9.8万吨U3O8，相较目前5.9万吨每年的U3O8的全球一次供应，以及2030年每年8.7万吨U3O8一次供应，届时会有1.1万吨的缺口。
核能发电清洁稳定，铀裂变是其能量来源
据WNA，截止2024年3月，全球在运核电机组396GW，贡献全球约10%的发电量。核电作为一种重要的能源形式，具备清洁、稳定和经济的特点。相比传统的化石燃料发电，核反应堆通过核裂变反应产生能量，发电过程几乎不产生温室气体和空气污染物，可作为应对气候变化和减少碳排放的重要手段之一。与波动性新能源相比，核电站能够提供连续稳定的电力供应，不受天气条件和季节变化的影响，更适合满足基础电力需求、保障电网稳定性。在经济性方面，虽然核电站的建设和初期投资较高，但其普遍拥有较长的寿命和较低占比的燃料成本，受国际能源价格波动的影响小，是一种可持续、经济有效的能源选择。
全球核电正处于新一轮复兴，可类比1970-80年代，核电新增装机有望重回高峰。全球核电装机曾在1970-80年代两次石油危机期间迎来高峰，北美（美国、加拿大）、欧洲（法国、德国）、亚太（日本、韩国）、欧亚（俄罗斯、乌克兰）等区域核电装机在此期间迅速增长，全球核电年均新增机组在此期间达到17GW，单年新增装机一度突破30GW。1990年代后核电发展进入修整期，全球能源紧缺缓和、叠加核安全事故的发生，全球每年核电新增装机规模在1990-2020期间下滑至年均5GW。2020年代以来全球核电审批、重启、建设的重新加速，我们预计反映到新增装机上2024-35年全球核电年均新增或突破18GW，重回1970年代的高峰水平。
具体来看，2022年全球在运核电机组约378GW，我们预计到2030年全球核电装机量将达516GW。其中2022年已在运行的存量机组体量大致维稳，随寿命增长出现部分退役。我们预计2023-2030年增量机组130.9GW中，发展中国家贡献89.4GW，是需求增长的主力，其中中国贡献新增机组共54.7GW，占到全球总增量的48.6%，主要基于我们假设中国按10台/年的节奏持续进行新增反应堆的核准；此外，41.4GW的增量来自发达国家，包括18.3G暂停或退役核电站的重启，其中17.6GW来自日本（基于日本目前已提交重启申请的反应堆规模）和0.7GW来自美国（2022年退役的密歇根州Palisades核电站目前已批准于2025年重启），合计占全球总增量的14.0%；其余23.2GW为发达国家已有明确计划的新增核电机组，如韩国、英国、法国等，到2030年新增装机分别为7.0、3.3、1.7GW，占到全球增量的5.4%、2.5%、1.3%。
核电新建机组将非线性拉动天然铀需求走高。一方面核电站首次投产前需要采购一个完整填料周期的铀燃料，其中新建机组一般在并网前两年购入，重启机组一般在并网前一年购入，1GW 反应堆约需要 535.7吨U3O8；另一方面在运核电站均从并网后第二年起，每年更换 1/3的铀燃料组件，平均每年每GW 大约需要 178.6吨U3O8。因此核电新建机组会在首年带来3倍于年均的天然铀需求。我们预计2030年总装机对应铀需求将达到9.8万吨U3O8，相比2022年的7.9万吨增长24.1%；而2030年铀矿仅可实现8.7万吨U3O8的产出，存在1.1万吨的空缺，供给的具体情况将在后文详细分析。
发展中国家在建核电是近期需求增长主力
发展中国家迅速增长的电力需求成为推动核电增长的主要因素。2022年全球发展中国家核电装机规模共136.2GW，而计划在2030年及之前建成的新增核电机组将达到89.4GW，占全球同期总增量的68.1%，是核电需求增长的主力。增量机组对应铀需求将高达1.9万吨U3O8，到2030年，发展中国家铀需求总量将达到4.4万吨。其中，中国作为发展中国家领头羊贡献了主要的增长量。在2022年至2030年期间，预计中国新增核电机组共54.7GW，占全球同期总增量的41.8%，对应铀需求增量达到1.4万吨U3O8，2030年铀需求总量将达2.4万吨。
国内新增机组核准持加速，“热堆-快堆-聚变堆三步走”高质量发展
能源转型需求与安全问题交织，核能作为可控装机是我国电力体系中坚力量。正如我们此前于2023年12月1日发布的《能源转型系列报告-但问路在何方》中所讨论的，基于当前最高负荷增长路径和新增装机规划，预计中国亟需在2027-28年及以后增加可控装机或压低最高负荷，从而提升可控裕度、降低电力安全风险发生概率。保障电网安全需要充足的可控裕度（可控裕度 = 可控装机/最高负荷），而我们通过对海外高比例新能源系统的学习，认为若要防范安全风险事件，电力系统可控裕度需要维持在1.1以上。随着碳中和、碳达峰对电力结构提出“更清洁”的硬性要求，当前主流的可控裕度提供工具--火电将面临排放和资源限制。与此同时，新能源+储能能够提供多少可控裕度有待商榷。而核电作为零碳的可控装机，非常适合用于支撑电网系统安全，参考英国2022年电网容量市场报告对不同电源可控比例的评定，煤电、气电、水电、核电、陆上风电和光伏装机的可控比例分别为80.4%、91.3%、60%、78.25%、6.7%和4.98%，核电可控系数居前。
2019年以来新增核电机组核准连续加速，顶层制度体系有望继续完善。我国新增核电机组核准的上一个高峰是2008年，一年内14台核电机组被核准开工，2011年日本福岛核事故后，国内核电机组审批进入间断状态，除2015年核准8台外，2013-18年基本零审批（其中2017年核准开工霞浦快堆示范堆1台，三代商用堆型零核准）。而2019年以来，核电新增机组审批渐有“常态化审批”迹象，2019-21年每年新增审批4-6台机组，并在2022-23年进一步提高至每年新增审批10台机组，核电新增装机进入实质性增加阶段。此外，2018年首次挂网的原子能法草案于2024年4月16日首次被提请上常委会审议，顶层制度体系亦进入推进状态。在中国对清洁稳定基荷电源的追求不断强化的背景下，我们预计每年10台的核准速度将在未来一段时间内延续，2022-2030年新增机组将达到54.7GW，对应铀需求增量高达1.4万吨U3O8。
除三代机组的加速建设，国内核电四代技术亦进入加速示范验证阶段。在研的四代核电技术普遍使用非水介质作为冷却剂，且提升“固有安全性”，几乎消除发生严重事故的可能性。此外，四代技术可以提供热源，同时小型化，使得其场景利用更加多元化。据国家核安全局2022年报统计，我国目前商用四代技术示范堆已有四台在运或在建，包括山东石岛湾高温气冷示范堆、福建霞浦示范快堆等，此外四代技术研究堆包括上海应用物理研究所武威2MW液态燃料钍基熔盐实验堆等亦在有序推进。
除中国外，俄罗斯和印度的核电装机增量亦不容小觑
俄罗斯：持续扩大核电占比，新建与延寿同步进行，计划到2045年建造29座新核反应堆，预计2023-2030年俄罗斯新增核电机组占全球增量的13.1%，对应铀需求增量共0.3万吨U3O8。自2000年恢复核生产以来，俄罗斯持续推动核电发展，2016年俄罗斯政府颁布核电新增政策，计划到2030年除正在建设的核反应堆之外，建造11个新反应堆；2023年Rosatom公布了到2045年在新建29座核反应堆的计划，对于核电发展的态度非常坚定。延寿方面，俄罗斯核电初始设计寿命30年，大部分VVER-440设备已延长15年，大多数VVER-1000设备预计将延长30年，2015年开始陆续有反应堆将其运营寿命延长至60年。尽管其延寿政策推进并不缓慢，部分机组仍然拥有明确退役时间，并已开始建造替代的新反应堆。我们预计2023-2030年俄罗斯新增核电装机量约17.1GW，占全球增量的13.1%，对应铀需求增量共0.2万吨U3O8。
印度：目标为到2032年核电装机增加两倍，预计新增核电机组约占全球增量的6.6%，对应铀需求增量共0.1万吨U3O8。印度2018年提出2032年核电装机目标为22.5GW。此后，随核电在全球范围内加速，2022年11月印度环境、森林和气候变化部发布了一项长期低碳发展战略，其中包括到2032年使核电容量增加两倍的目标。我们预计2023-2030年印度新增核电装机量约8.7GW，占全球增量的6.6%，对应铀需求增量共0.2万吨U3O8。
AI时代，发达国家重启核电，新建核电将在后续接力
COP28三倍核能宣言+G7退煤决定，强化核电在AI+双碳时代的国际能源地位
核电复兴大势所趋，全球各国核电政策支持重新升温。因此，伴随着新能源渗透率的持续提升和电力负荷的重新增长，核电清洁、稳定、可控的优势愈发凸显，全球各国核电纷纷进入复兴周期。2023年11月于迪拜举行的第28届联合国气候变化大会（COP28），在大会开幕伊始22国便促成了“2050年三倍核能宣言”，包括法国、美国、日本、英国等核电大国签署了这一宣言，这也是全球首次在COP大会中正式对核能在应对气候变化中的重要角色达成共识，统一了海外核电复苏的总基调。2024年4月G7集团关闭所有燃煤电厂的决定将进一步强化核电作为清洁可控装机的角色优势，拉动海外核能增长。
AI进展持续超预期，算力拉动海外电力需求率先加速向上，推动核电延寿、重启、新增需求。根据 IDC，2024 年全球服务器出货价值量将较 2023 年增长 22%，其中 AI 服务器增长 100%，传统服务器下降 20%。根据伊顿，AI 数据中心的用能密度将远高于传统数据中心（单卡能耗显著提升），单数据中心用能将是传统数据中心的近3倍，同时用能质量要求也显著提升。AI算力的快速增长正强势拉动电力需求向上，目前全球约3%-5%能源消耗用于IT基础设施，英特尔CEO Pat Gelsinger预测未来十年该占比或将增长3-4倍；其中美国作为人工智能前沿市场，电力需求增长势头更盛，2023年FERC文件显示，在数据中心等行业的增长推动下，美国未来5年的电力需求累计增长预期从去年预测的2.6%上升至4.7%，显示需求增长持续超预期。
除电量需求外，AI数据中心对电源提出稳定、不间断、清洁的高要求，中长期来看核电是最适合的电源类型。AI应用通常需要持续性的大规模数据处理和高性能计算，稳定的基荷电力供应至关重要。然而，作为传统稳定电源的煤电，受其高排放和环境污染问题限制，许多国家和地区已经宣布逐步关闭煤电厂。2024年4月，包含美、英、德、法、日、意、加在内的七国集团（G7）已同意最迟在2035年之前关闭所有燃煤电厂。同时，科技公司自身对环保和可持续发展的关注也越来越高，倾向于使用清洁能源来减少其日益增加的电力需求对环境的负面影响，如亚马逊近日以6.5亿美元收购了Talen Energy旗下的Cumulus零碳数据中心园区，并签署为期10年的电力购买协议，从Susquehanna核电站向其供电。在此背景下，核电作为清洁的稳定电源，逐渐成为能源转型中坚力量，发达国家亦纷纷起步或加速核能。
据Esri India，2022年全球发达国家核电装机规模共252.0GW，而我们预测在2030年及之前计划落地的重启或新增核电机共41.4GW，占全球同期总增量的31.9%，对应铀需求增量约0.5万吨U3O8，2030年铀需求总量达3.4万吨。其中日本与美国预计共实现18.3GW的机组重启，其余新增机组共23.2GW，对应铀需求增分别为0.4、0.9万吨U3O8。
日本：致力于反应堆重启，取消60年最高运转期限，预计2023-2030年日本重启或新增核电装机量将占全球的13.4%，对应铀需求增量约0.3万吨U3O8。2011年福岛核事故发生后，到2012年日本所有反应堆全部关闭，直到2015年才开始重新启动核反应堆。截止2023年底，剩余33座机组中共有12座重启运转，已提交申请机组共15座；其中东京电力公司作为当年福岛事故的核电运营商，其核电运营禁令也于2023年正式取消，公司目前持有的Kashiwazaki-Kariwa核电站被允许重启，成为日本核电重启的标志性事件。在延寿方面，2024年4月1日绿色转型脱碳电力供应法案已生效，30年以上的旧机组每十年审查一次，取消了最高60年运营期限的限制。受日本整体重启、延寿及新堆建设需求的推动，2023年日本核反应堆供应商三菱重工的核电订单大幅增长，前三季度订单量同比增长45.4%，日本核电生产加速趋势显著，我们预计2023-2030年日本重启核电装机量将达到约17.6 GW，占全球增量的13.4%，对应铀需求增量约0.3万吨U3O8。
韩国：核电生产恢复伊始，寻求延寿，预计新增核电机组占比约为5.4%，对应铀需求增量约0.2万吨U3O8。韩国的核电生产停滞已有多年，2011日本福岛核泄漏事件叠加2013韩国核贿赂与质量丑闻，引发严重公众反核情绪，2017年文在寅总统上台后宣布韩国将停止建造新核电站的计划，不再延长现有核电站的使用寿命，将在45年内逐步淘汰核电。直到2022年新总统尹錫悅上台后才恢复核生产，计划到2030年将核电在韩国全国能源结构中的比重提升至30%以上，同时宣布恢复两座核反应堆建设。我们预计2023-2030年韩国新增核电装机量将达到约7.0 GW，占全球增量的5.4%，对应铀需求增量约0.1万吨U3O8。寿命方面，韩国反应堆初始许可为40年，由于其机组普遍相对年轻，仅有部分反应堆达到40年上限，已实现10年续期。
美国：新建反应堆进度较慢，以旧有机组延寿为主，预计重启或新增核电机组占比约为2.9%。自1979年三里岛核泄露事故后，美国核管理委员会（NRC）在1979-2012年间暂停了反应堆施工许可证的发放，21世纪后新建核电仅有2016年投入运行的Watts Bar 2机组、2023年并网的Vogtle 3&4反应堆。整体机组新建进度较慢，我们预计2023-2030年美国重启或新增核电装机量约3.7GW，占全球增量的2.9%。美国机组延寿情况较为普遍，目前在运机组除4个未满40岁的新反应堆外，均已完成或提交首次延寿，将批准寿命从40年延长至60年；同时，45岁以上反应堆共37个，其中22个已完成或提交二次延寿，寿命延长至80年。
英国：大幅扩大核能以保障能源安全，预计新增核电机组占比约为2.5%。2022年，在俄罗斯在乌克兰发动军事攻势后，英国政府宣布“国内电力的重大加速”，以“促进长期能源独立、安全和繁荣”。能源安全战略以大幅扩大核能为中心，目标是到2050年产能达到24 GW，以提供约25%的电力。同时计划成立一个新的政府机构Great British Nuclear将成立以推进新项目，或将启动1.2亿英镑的未来核能基金。我们预计2023-2030年英国新增核电装机量约3.3GW，占全球增量的2.5%。
法国：明确扩大核电占比，新建6-14个反应堆，目标为到2050年核电占比保持在50%以上；预计2023-2030年法国新增核电机组仅占全球增量的1.3%，2030年后装机增速或将加快。整体目标方面，2014年法国宣布将在2025年使核电占比下降到50%，2018年将其实现时间推迟到2035年；该降低核份额的目标在2023年被取消，并宣布新计划为到2050年核电占比保持在50%以上。在具体的新增机组计划方面，2022年马克龙总统宣布计划建造六座新反应堆，并考虑再建造八座；2024年提交的能源草案再次提出建造至少6个至多14个新反应堆。我们预计2023-2030年法国新增核电装机量约1.7GW，仅占全球增量的1.3%，若计划反应堆均落地，装机增速将在2030年后显著加快。法国在机组延寿方面进程稍慢，2023年政府准许探索核反应堆延寿至60年以上的可行性，并于8月批准了第一个可运行超过40年的反应堆。
除传统大型反应堆外，数据中心需求和技术进步将带来SMR（小型模块化机组）的建设热情，SMR的推进或缩短核电站从审批到投运的时间周期。SMR每个模块的功率小于300兆瓦，约是传统核电反应堆发电能力的三分之一；占地面积较小，位置部署灵活；且无需现场施工，装置可以制造后运输到现场并安装，节省成本和施工时间，对AI数据中心的选址与场景具备更高的适应性和可靠性。许多国家已对SMR技术表达了浓厚的兴趣，其中加拿大、美国、英国、澳大利亚等均有SMR示范项目开发建设计划，在技术研发和商业化方面处于领先地位，如加拿大的“先进小型反应堆行动计划”（ Canada's SMR Action Plan），美国计划于爱达荷州建设的“先进模块反应堆”（Advanced Modular Reactor）项目等。2022年美国核电监管委员会（NRC）批准了一项决定允许SMR建设在相对人口密集区的决定，并于2023年批准了首个SMR堆型设计（来自NuScale）。NRC预计到2029年会看到不少于25座SMR核电站的建设申请，且美国第一个SMR小堆有望于2029年投产。
核电结构性涨价带来更高成本容忍度
除了“量”的加速增长，核电“价”的重估也正在到来。美国数据中心运营商正在以高溢价与核电企业签订长期供电合同。2023年1月，亚马逊公司以近8美分/度价格与宾夕法尼亚州东北部2.5GW的萨斯奎哈纳核电站签订长期购电协议，较美国核电一般批发上网电价溢价3美分/度，美国最大核电上市运营商CEG预计未来机组向数据中心供电可平均溢价1-2美分/度。
核电度电成本中~20%是燃料成本，燃料成本中~30%是天然铀成本，也就是天然铀成本占比~6%，核电电价上涨将提高其对天然铀成本上涨的容忍度，从而扩大铀价的上行空间。目前核电度电发电成本中燃料成本占比在20%上下，其中美国基于Nuclear Energy Institute统计2022年全美核电机组平均度电燃料成本5.37$/MWh、占度电发电成本的17%，中国基于中国广核公告2023年核电机组平均度电燃料成本47元/MWh、占度电发电成本的25%。而燃料成本中，天然铀采购、铀转换、铀浓缩、燃料组件加工四环节成本分别占比为接近30%、10%+、接近50%、10%+。从敏感性来看，我们估算天然铀价格每上涨1$/lbs，度电成本增加4.8cent/MWh，随着核电高溢价合同的更多落地，核电运营商对其成本容忍度将提高，天然铀提价空间扩大。
中国铀库存高，天然铀提价影响有限。据IAEA，截至2021年底，中国铀库存包括13.3万吨U3O8，906吨低浓缩铀，及1215吨燃料组件，占全球总库存水平的32.3%（以对应U3O8当量合计水平计算），库存总量较大。对应需求来看，2022年中国天然铀需求共1.3万吨U3O8，我们预计到2030年将增长到2.4万吨。即使此后不再购入，我们估算截止2021年末的我国铀库存水平已可满足中国到2030年存量及增量核电所需的天然铀耗量，因此铀价的上涨对中国核电成本的影响微乎其微。
铀矿新增供给有限，存量产能下滑，2027年后供需缺口或将放大
随着铀矿价格上涨，部分此前停产的铀矿也纷纷复产。但是相比核电的强势重启，铀矿产能的资本开支相比13-14年进入冰点，而铀矿本身生命周期只有12-40年，小于目前核电普遍在40年以上，部分甚至达到80年的运行生命周期，因此在产铀矿在2030年之后将开始出现产量下降。虽然铀矿资源全球相对充足（可运行200年），且在技术层面存在各种提升铀矿/核燃料供给的方法（比如乏燃料处理和四代钠冷堆等），但是目前天然铀商业供给在27年之后供需错配缺口将会放大。
随全球铀价强势走高，铀矿宣布重启、新增公告持续增多，我们预计全球天然铀年供给量将从2022年的5.9万吨上涨到2030年的8.7万吨U3O8；但正如我们在上文中提及，预计2030年全球核电铀需求将高达9.8万吨U3O8，其中仍存在1.1万吨的空缺。具体来看，供给量在2027年前仍保持增长，其中存量矿山（2022年已在稳定运营）的产量仅呈现小幅增长；供给的增加主要来自增量矿山，其中重启矿山包括纳米比亚的Langer Heinrich、澳大利亚的Honeymoon等项目，2027年重启矿山合计产量约1.5万吨U3O8，占当年总产量的18.0%，其中约79%来自短期停产矿山（2016年后停产）的重启；计划新增矿山包括哈萨克斯坦的Budenovskoye、尼日尔的Dasa等项目，在新增矿山均可按计划落地的最乐观情况下，2027年新增矿山合计产量约8394tU3O8，占当年总产量的7.6%。2027年后，新增矿山的增长与存量矿山的减产几乎抵消，供应量大致维稳，回落势头初现，其中新增矿山产量稳中有增，而存量、重启矿山均呈现小幅下跌趋势，一方面存量矿山陆续进入减产、退役阶段，而同时重启矿山的下降则是因为目前计划重启的铀矿中，美国的矿山普遍储量较小，部分矿体开采生命周期将在2030年前结束。2030年后，存量矿山的退役将加速，而新增矿山落地仍受建设开发周期的限制，或难以弥补这一空缺。在新一批矿大范围进入市场之前，全球天然铀供给量可能出现一段明显谷值。
全球铀矿储量充足但分布不均，供应格局集中度高
据IAEA，截止2021年1月1日，全球已探明铀矿储量约为1676.3万吨铀，我们估算对应可供全球在运核电机组使用200年以上。除已探明铀矿储量外，全球另有736万吨常规铀推测资源量，以及3900万吨非常规铀推测资源量，包括低品位矿、伴生矿等。铀矿储量充足，并且可能随探勘活动的深入而持续增加。
虽然天然铀整体资源储量并不缺乏，但其中易开采的低成本矿体量相对有限。在已探明储量中，开采成本低于80美元/kg铀的体量仅占全部储量的16.5%（276.7万吨铀），而开采成本最高（130-260$/kgU）的一类铀矿储量高达47%。同时，铀矿全球储量分布并不均匀，主要分布于澳大利亚、哈萨克斯坦、加拿大、俄罗斯等国，其中哈萨克斯坦已探明铀矿以低开采成本矿为主，成本低于130$/kgU的铀矿占全国储量的70%，因此哈萨克斯坦目前是全球最大的铀矿开采国，2021年天然铀产出占比高达全球的45.96%。
全球天然铀存量和增量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，以2022年为例，全球天然铀产出的85.3%集中于前五大国家，包括哈萨克斯坦43%、加拿大15%、纳米比亚11%、澳大利亚9%、乌兹别克斯坦7%。其中哈萨克斯坦产出全部来自其国有控股企业哈萨克原子能（KAP），在全球低成本铀供给中占据主导地位（目前全球在产矿山中成本最低的前1/4铀矿均位于哈萨克斯坦）；加拿大拥有全球单体产能最大的几个铀矿，包括Cigar Lake、McArthur River/Key Lake，单体年产能均可达到8165 tU3O8。增量方面，我们预测截至2030年，全球天然铀增量主要来自于七个国家，其中哈萨克斯坦与加拿大两国约占全部增量的2/3，纳米比亚与尼日尔贡献20%的增量，其余15%分布于美国、澳大利亚和乌兹别克斯坦。
存量：铀矿与核反应堆寿命存在天然不匹配性，存量矿山逐渐步入退役阶段
据IAEA，铀矿从开采到退役的生命周期一般在12到40年之间，仅有部分拥有非常大储量的矿体可开采50年。然而，全球目前核反应堆运营年限基本在40年以上，且正在随着各国延寿政策的不断推进而进一步延长，如美国最高可允许80年的核电运营寿命，日本更是在2024年取消了核电寿命上限。可以看到，铀矿的开采生命周期与核反应堆的需求周期存在天然不匹配性。目前，随着存量矿山陆续退役，重启及新增矿山能否及何时真正实现落地，将成为全球铀市场供需走势的重要影响因素；而生命周期的不匹配性问题也将在未来持续形成压力。
作为目前供给主力的存量矿山将在2027年后陆续进入减产、退役阶段，年供给量从2027年的6.4万吨U3O8降至2030年的6.3万吨，回落势头初显，后续减产进度将加快。其中，哈萨克原子能（KAP）作为目前最大的天然铀供应商，其矿山将在2026年达到供应顶峰，此后小幅回落，并在2031年出现快速下跌，到2035年其天然铀年供应量将不足峰值的65%，2040年供应量甚至低于峰值的35%，产量退坡形势严峻。
重启：短期重启矿山落地可见度强，但天然铀成本中枢将随之提升
目前计划重启矿山以2016年后暂停生产的铀矿为主，其开采许可处于有效期内，且拥有关停前留下的基本设备、场地建设，形成并启动开采计划所需时间短，难度较低，落地可见度相对较强。已宣布重启的矿山主要分布于加拿大、纳米比亚、澳大利亚及美国，其中短期停产并重启的矿山占比高达79%，若均可按计划投产，则2030年供给量将达到1.4万吨U3O8。
1)加拿大的重启增量来自McArthur River/Key Lake以及McClean lake项目的复产提产，预计2030年增量矿山产量为8437t U3O8。其中Cameco公司2018年暂停的McArthur River/Key Lake项目自2022年以来已经有序进行复产，截至FY23业绩会2024年产出指引并无调整。Orano公司此前于2008停产的McClean lake项目于2024年1月宣布重启，计划2025年投产。
2)纳米比亚铀的重启增量来自Paladin和中核集团合资的Langer Heinrich铀矿，预计2030年增量矿山产量为2776tU3O8。该矿于2018年暂停，并于2022年7月决定重启，经过前期规划与设计，Langer Heinrich进行了为期18个月的维修与翻新建设。2024年1月，第一批矿实现产出，整体重启计划已完成93%，将在4月份开始商业生产。长协方面，在2024-2030年间，公司预计年产出中的50%已经实现合约覆盖。
3)澳大利亚供给增量来自Honeymoon项目重启，预计2030年增量矿山产量为1093t U3O8。Honeymoon项目自2013年暂停后，于2015年被Boss Energy收购，经过可行性研究，公司决定在2022年6月重启该矿。Honeymoon已于2024年4月22日完成第一桶铀矿的生产，此后的目标为尽快完成爬坡，实现约1100t U3O8的年产出，并延长其矿山寿命。
4)美国铀矿储量相对贫瘠，单体项目小，供给增量来自数个小型铀矿的短期复产或新增。美国铀矿单体规模小，其中多数年产在500吨以下；且储量有限，可开采年限短，部分矿体铀储量将在2030年左右耗尽，其余大多也将在2035年左右关闭。因此复产和实际产出的确定性存疑。
新产能投放预计将抬高全球在运铀矿成本中枢。我们统计上述重启矿山增量产能中，15%的产能成本线在50-60 $/lbs之间，37%在40-50$/lbs之间，其余48%在30-40$/lbs之间，均高于目前在运铀矿的成本中枢（30$/lbs）。
新增：过去十年铀投资跌至冰点，长扩产周期导致新开矿山落地节奏需谨慎看待
除重启矿山以外，铀价上涨亦刺激数个新矿山计划启动。但考虑到铀矿扩产周期长达十年而过去十年全球铀勘探开发投资额跌至冰点，我们认为新开矿山落地的实际节奏需谨慎看待。根据IAEA数据，福岛核事故后，全球铀矿勘探进度放缓，由于铀价持续低迷，开发商进一步投资的动力有限，铀勘探与开发投资在2014年达到峰值后开始快速下跌，到2020年全球合计铀勘探与开发投资额仅2.9亿美元，不到2014年的10%。2021年随铀供需情况缓和，投资活动回暖，出现小幅增长，但仍远低于2005-2015的水平。此外，考虑到新增矿山较多集中于发展中国家的局面，相关国家的地缘政治风险、国际贸易风险、自然灾害风险都可能放大铀供给增量的不确定性。若均可按计划投产，则2030年新增矿山的供给量将达到8394吨U3O8。
从铀资源整体扩产周期来看，前期勘探环节大约需要10-20年，在得到开采许可后，仍需要约5年的时间进行细节研究及设备建设等开发活动。因此，过去10年间铀勘探活动的停滞将导致未来5-15年间全球铀储量的消耗远大于补充，而目前正在增长的相关投资将在至少15年后才会对铀供给产生实际的增量影响。考虑到未来5-15年内正好是核电新增机组建设带来的铀需求增长期，未来可能出现供需错配。
具体来看，新增矿山主要分布于哈萨克斯坦、加拿大、尼日尔及乌兹别克斯坦，由于其中发展中国家占比较大，相关国家的地缘政治风险、国际贸易风险、自然灾害风险都可能放大铀供给增量的不确定性。
1)哈萨克斯坦铀供给全部由KAP开采供应，计划新增Budenovskoye矿山，预计完成爬坡后年产量可达5600吨U3O8，该矿山已通过审批流程，并实现少量调试产出，具体启动时间及提产节奏受市场局势及原材料紧缺情况影响，如硫酸供应量。硫酸是ISR技术开采铀矿的核心耗材，全球农业部门日益增长的需求以及供应链中断和地缘政治不确定性等因素导致了硫酸供应的紧张，自2022年以来KAP在公开会议多次提及硫酸供应压力。KAP分别于2023年3月、2024年1月下调当年天然铀产出指引，2023年从2.25-2.30万吨铀下调到2.05-2.15万吨铀，2024年从2.53万吨铀下调到2.10-2.25万吨铀，原因皆为硫酸供给紧张。KAP当前暂未调整2025年产出3.05-3.15万吨铀的指引，对应产出较2022-24年大幅提升，从65%SSU回升到约85%SSU，但考虑到公司计划的自建硫酸厂项目实际投产时间已从2026年延迟到2027年，且截止2024年一季度公司指引中硫酸厂还在设计阶段未进行CAPEX投资，而硫酸产能平均需要16个月的建设周期，且公司已声明可能在今年中期业绩时对2025年指引进行下调。因此我们预计未来两年内产量仍将受到限制，2027年硫酸厂投产后或将恢复常态生产。
2)由Nexgen Energy投资的Arrow项目是加拿大未来潜在最大的低成本铀矿，年产能可达1.4万吨U3O8，且成本与KAP同属第一梯队。该项目于2021年2月完成了项目可行性研究，2023年9月向地方环境部提交并通过了环境影响报告评估，2024年2月联邦环境主管部门就公司提交的环境影响报告提出了问询意见，目前公司处于意见反馈阶段。根据加拿大铀矿开采流程，此项目后续若通过环境评审即可获取项目准备许可（site preparation license），在开发前还需向加拿大核安全委员会（CNSC）申请建设许可（construction license），在运营前需申请运营许可（operation license），UxC预计该项目最早投产时间是2029年。
3)尼日尔计划新增项目包括Dasa和Madaouela，政局变动之下，投产进度不明。两个新增矿山均已获得采矿许可证，其中Dasa于2022年开始矿山建设，计划2025年底或2026年初实现生产，完成爬坡后可实现1651吨U3O8的年产量；Madaouela正在推进基础工作，包括通道、场地清理、梯田和土木工程建设等，原计划2025年实现生产，完成爬坡后年产量可达1291吨U3O8。但2023年中，尼日尔经历军事政变，2024年4月GoviEx公司收到新政府通知，称其必须在今年7月3日之前开始Madaouela项目采矿活动，否则可能吊销采矿许可证，未来产出存在风险。
4)乌兹别克斯坦计划铀产量到2030年翻倍，这一目标的实际影响可能在2030年左右才会显现。2023年，在塔什干的Innoprom展览会上，财政部副部长Omonullo Nasritdinkhodzhayev宣布，乌兹别克斯坦的目标是将铀产量从2022年的3600吨提高到2030年的7000吨。目前尚未看到新增矿山的实际进展，考虑铀矿建设到开采的长周期限制，这一目标的实际影响可能在2030年左右才会显现。
短期铀供需维持紧平衡，27年后缺口放大，铀价进入持续上涨通道
短期来看，2024-26年全球铀供需将维持相对紧平衡状态，并受头部企业调控策略影响，美国对俄罗斯铀浓缩禁令将持续推高现货价格。由于核电与铀矿的扩产周期均相对较长，短期内实现跳增的可能性不大，预计2024-26年全球铀供需将维持紧平衡状态。同时，由于天然铀开采集中度较高，头部企业年产量可对行业产生明显影响。在供给紧平衡情况下，头部企业调控策略受其盈利需求推动，或将成为市场变动的重要因素之一。此外，美国对俄铀浓缩禁令将在颁布后90天内生效，浓缩产能的紧缺将加剧现货市场供应紧张，禁令或将成为现货价格持续向上的助动力。
2027年后供需缺口或将放大，虽然铀价已实现相当可观的上涨，但中长期供需错配的加剧将为价格提供更强的支持，铀价持续进入上涨的通道。2027年后，核电增量带来的铀需求增长逐渐显现；而存量矿山产出乏力，陆续减产、退役，重启矿山储量较小助力有限，新增矿山受建设开采周期限制，落地仍需时间。我们预计整体供需缺口将进一步放大，长协价格逐步向现货价格趋近，铀矿企业步入量价齐升的过程。
本文作者：刘俊 苗雨菲，来源：华泰证券研究所，原文标题：《能源转型系列报告：全球核电再启动，铀矿“十年等一回”》
刘俊 分析师S0570523110003 | AVM464
苗雨菲 分析师S0570523120005 | BTM578
