中国报告大厅网讯，全球能源结构转型背景下，核电作为低碳基荷能源的战略价值重新凸显，带动核燃料产业布局进入新一轮调整周期。核燃料作为核能发电的核心能量载体，其供需格局、竞争结构与技术演进直接影响全球核电产业的发展节奏，也决定了各国能源安全的保障能力。

一、核燃料供需格局特征

1.1 全球供需核心态势

1.1.1 铀矿供给与需求分布

核燃料的需求直接绑定核电装机规模，全球核电装机的扩张与退出节奏直接决定核燃料的长期需求增量。近年全球能源结构转型过程中，核电作为基荷低碳能源的定位重新得到多国认可，新增装机与退役装机的动态变化形成了当前核燃料需求的基本盘。不同状态核反应堆的数量分布，可直观反映全球核燃料需求的存量与增量空间。供给端层面，全球铀矿开采量在2023-2025年间年均增长3.2%，供给增速基本匹配需求增量，但区域供给与需求错配问题长期存在。美国作为全球第二大核电市场，本土铀矿生产能力极低，高度依赖进口供给，2023年美国铀进口依赖度达95%，本土产能仅能满足不到5%的国内需求。

表 2024年底全球核反应堆运行状态统计（单位：座）

可运行	440
在建	62
2024年永久关闭	4

可运行核反应堆规模的稳步增长，意味着核燃料的存量需求规模持续扩大，新增在建反应堆则为未来需求增长预留了空间。退役规模远低于新增规模的结构特征，进一步确认全球核燃料需求正处于稳步扩张周期，区域供需错配也推动全球核燃料贸易规模持续增长。供需两端的不平衡也使得国际铀价近年呈现波动上行的趋势，推动更多资本进入铀矿开采领域。

1.1.2 核电装机增长拉动需求

核燃料需求的核心拉动因素是核电装机容量的增长，全球不同区域的核电发展进度差异直接决定需求增量的分布。中国近年核电发展速度领跑全球，无论在运还是在建装机规模都占据全球较高比例，对全球核燃料需求增长的拉动作用突出。国际原子能机构2024年11月的统计数据清晰展现了全球与中国的装机结构对比，也能反映需求增量的核心来源。全球核电发电量在2024年达到创纪录的2667TWh，突破了2006年创下的历史纪录，全球发电核反应堆平均容量因子提升至83%，较上年提升1个百分点，存量核反应堆的利用效率持续提升，也带动核燃料需求的稳步增长。中国核电发电量过去20年的复合年增长率达到12.03%，增速远高于全球平均水平。

表 2024年11月全球主要区域核电装机容量（单位：GW）

全球在运装机	373.74
全球在建装机	66.1
中国在运装机	54.15
中国在建装机	30.8

中国在建装机容量占全球的比例接近一半，意味着未来数年内中国仍将是全球核燃料需求增长的核心动力，这一结构也决定了全球核燃料产业布局会逐步向中国市场倾斜。更多国际铀供应商开始调整贸易流向，增加对中国市场的出口，国内核燃料加工企业也在扩大产能匹配需求增长。

1.2 中国供需结构特点

1.2.1 国内资源禀赋与进口依存

中国国内铀矿资源整体呈现分布分散、平均品位偏低的特征，本土开发成本高于全球平均水平，长期以来需要通过进口补充国内市场缺口。近年随着国内铀矿勘探力度加大，多个新建铀矿项目投产，国内自给率逐步提升，2025年中国铀资源进口依存度降至58%，对比美国95%的进口依赖度，中国的自主供给能力已经处于相对较高水平。中国核电工程建设投资规模近年持续攀升，2024年核电工程建设投资完成额达到1469亿元，较上年增加520亿元，创历史新高，投资增长直接带动核燃料需求的中长期增长，也推动国内核燃料产业产能的有序扩张。

中国铀资源进口来源已经实现多元化，主要进口来源包括哈萨克斯坦、澳大利亚、纳米比亚等国，近年也在推进与中亚、非洲国家的资源开发合作，通过股权合作参与当地铀矿项目开发，进一步保障供应链安全。进口依存度的下降，一定程度上提升了中国核燃料产业的自主可控能力，降低了国际铀价波动对国内市场的冲击。后续国内铀矿勘探开发力度进一步加大，进口依存度仍有小幅下行空间。

表 2024年底中国核电机组规模统计（单位：万千瓦）

商运核电机组总装机	5976
在建核电机组总装机	3370

商运核电机组对应存量核燃料需求，在建核电机组对应未来两到三年的新增需求，当前的装机结构意味着中国核燃料需求将在未来三年保持双位数增长，国内核燃料产业的产能扩张压力逐步显现。《“十四五”现代能源体系规划》明确提出，到2025年核电运行装机容量达到7000万千瓦左右，按照现有建设节奏，可完成该目标。

1.2.2 需求增量的全球贡献

全球核燃料需求增长的核心动力来自中国，2023-2025年间全球铀矿需求增量中，中国贡献了超过40%。这一比例背后，是中国能源结构转型对低碳基荷电力的实际需求，中国要实现双碳目标，火电占比需要逐步下降，风电光伏等间歇性新能源占比持续提升，需要更多核电作为稳定基荷电源调节系统波动，因此核电发展速度明显快于全球平均水平。2024年中国核电发电量达到4447亿千瓦时，占全国总发电量的4.72%，对比2023年的4.6%，占比呈现稳步提升的态势，中国核能行业协会预计到2035年，核能发电量占比将达到10%左右，距离目标还有超过一倍的增长空间。

2024年中国核电设备平均利用小时数达到7797小时，年度等效减排二氧化碳约3.34亿吨，低碳清洁优势明显，也进一步支撑核电规模的持续扩张。全球范围内，欧洲部分国家因能源危机重启核电建设，日本也逐步重启此前停运的核反应堆，但新增装机规模远低于中国，因此中国对全球需求增量的贡献会维持在较高水平。全球核燃料产业的投资布局已经开始围绕中国市场调整，头部国际铀供应商纷纷设立中国办事处，拓展对华合作渠道，国内核燃料加工企业也在推动现有产能扩建，满足国内持续增长的需求。中国核能供暖面积在2024-2025供暖季已经达到1402万平方米，核能多元化应用也进一步拓展了核燃料的需求场景，带动需求增量的持续释放。

二、核燃料产业竞争与技术趋势

2.1 产业链各环节盈利与集中度

2.1.1 核心环节盈利结构

核燃料产业链分为上游铀矿勘探开采、中游铀转化与浓缩、燃料元件制造、下游乏燃料后处理几个核心环节，不同环节的技术壁垒、资源属性和市场竞争结构存在明显差异，对应的盈利水平也呈现显著分化。上游铀矿开采环节掌控核心资源，头部企业占据大部分高品位矿资源，因此能够获得较高的盈利水平。乏燃料后处理环节技术壁垒极高，全球仅有少数国家掌握成熟的商用化技术，市场供给高度集中，因此盈利水平高于上游开采环节。燃料元件制造环节标准化程度较高，市场竞争相对充分，行业整体利润率维持在较低区间。美国能源信息署的统计数据清晰展现了不同环节的盈利差异，反映出当前核燃料产业链的价值分配结构。

表 2025年全球核燃料产业链各环节毛利率（单位：%）

铀矿开采	45
乏燃料后处理	60
燃料元件制造	12-15

高毛利率的上游和后端环节，对应的是更高的进入壁垒和更长的投资回报周期，低利润率的制造环节则更依赖规模效应降低成本，这一盈利结构也引导产业资本逐步向上下游高附加值环节流动。中国近年也在加大乏燃料后处理技术的研发和产能建设，逐步突破海外技术垄断，未来国内后端环节的供给能力会逐步提升，也会带动国内核燃料循环产业整体盈利水平的提升。国内铀矿开采因为资源禀赋原因，平均毛利率低于全球平均水平，因此国内企业更多通过参与海外铀矿开发获得高品位资源，平抑整体开采成本。

2.1.2 供给端集中度特征

全球核燃料供给端呈现高度集中的特征，铀矿供给环节，全球前五大铀供应商集中度已经提升至62%，头部企业掌控了全球大部分高品位铀矿资源，对全球铀价的影响力逐步提升。这种集中度提升的趋势，一方面是近年行业整合加速，中小铀矿企业因为成本较高、环保压力大逐步退出市场，头部企业趁机收购优质资产，扩大市场份额；另一方面是各国对核燃料供应链安全的重视程度提升，推动头部企业进一步整合国内资源，保障本土市场供给稳定，避免供应链风险。

中国国内核燃料供给主要由中核集团下属的核燃料板块掌控，集中度远高于全球平均水平，国内铀浓缩和燃料元件制造环节已经基本实现自主可控，国产化率接近100%，有效保障了国内核燃料的供给安全。近年国内也在推进核电领域的市场化改革，逐步放开市场化交易，核电市场化交易电量比例已经从2020年的30%左右提升至2024年的46.1%，市场化程度逐步提升，也带动核燃料产业运行效率的持续提升。2024年国内核电主设备累计交付114台套，较2023年增长一倍，交付速度提升也为后续核电机组投产奠定了基础，进一步拉动核燃料需求增长。不同堆型核燃料的市场份额呈现明显分化，轻水堆作为当前主流堆型，其核燃料占据全球75%的市场份额，短期内仍将维持市场主导地位。

表 2025年全球不同堆型核燃料市场份额（单位：%）

轻水堆燃料	75
其他堆型燃料	25

这种市场结构是现有核电装机结构决定的，第四代新型堆型虽然发展速度较快，但整体装机规模仍然较小，对应的核燃料市场占比偏低，预计这种结构在未来十年不会发生根本性变化。随着新型堆型商业化推广，细分堆型燃料的市场占比会逐步提升，但不会动摇轻水堆燃料的主导地位。

2.2 技术迭代与新业态演变

2.2.1 新型核燃料研发进展

全球核电技术迭代推动核燃料技术快速升级，当前核燃料技术研发主要围绕提升安全性、提高铀资源利用效率两个核心方向展开，多个技术路线同步推进。耐事故燃料（ATF）是当前全球研发的热点方向，2025年全球耐事故燃料在研项目数量超过30个，耐事故燃料相比传统核燃料，具备更高的耐高温性能和耐辐照性能，能够在事故工况下维持更长时间的完整性，大幅提升核反应堆的安全水平，目前多个项目已经进入堆内试验阶段，预计未来十年会逐步实现商用化推广。

高温气冷堆作为第四代核电技术，中国已经率先实现商业化示范运行，对应的高温气冷堆核燃料市场增速达到28%，远高于传统核燃料市场的平均增速。中国在高温气冷堆技术领域处于全球领先地位，对应的核燃料技术也已经实现自主可控，为后续项目批量推广奠定了基础。MOX燃料作为可循环利用乏燃料中铀和钚的新型燃料，能够将铀资源利用效率提升约30%，同时减少核废料的排放量，近年也受到全球范围的关注，全球MOX燃料的产能逐步扩张，市场占比呈现缓慢提升的态势。不同技术路线的研发进度存在较大差异，部分技术仍存在成本较高的问题，大规模商用化仍需要时间，尚不明确哪一种技术路线会成为未来的主流，多个路线并行发展的格局会维持较长时间。

2.2.2 服务化模式渗透

核燃料产业近年也诞生了新的商业模式，核燃料即服务（NFaaS）开始在小型模块化堆（SMR）运营商中渗透，2025年渗透率已经达到19%。核燃料即服务模式下，由核燃料供应商负责核燃料的供应、在役管理和乏燃料后处理全流程服务，运营商只需要按发电量或者使用量支付服务费用，这种模式能够大幅降低运营商的初始资本投入，减少运营商在核燃料循环环节的管理成本，尤其适配小型模块化堆运营商多为新进入者、缺乏核燃料管理经验的特点，因此接受度较高。

这一模式的推广，也会进一步强化头部核燃料企业的竞争优势，头部企业拥有全产业链布局，能够提供从铀矿开采到乏燃料处理的一体化服务，中小企业难以具备这样的能力，因此核燃料即服务模式的渗透会进一步推动全球核燃料产业集中度提升，也会推动产业价值逐步向服务端延伸，提升产业整体附加值。中国国内目前小型模块化堆仍处于示范阶段，核燃料即服务模式尚未大规模推广，但是国内行业机构已经开始探索适配中国市场的商业模式，后续随着小型模块化堆的批量建设，渗透率会逐步提升。有待观察这一模式对传统核燃料商业模式的影响，未来该模式可能会成为核燃料产业的主流商业模式之一，改变产业的价值分配结构。

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1. 中国贡献全球超40%核燃料需求增量，是全球核燃料产业布局核心落脚点
2. 核燃料产业链上下游盈利分化显著，乏燃料后处理环节价值空间更大
3. 新型核燃料与服务化模式推动产业重构，头部企业竞争优势持续放大