中国报告大厅网讯，当前全球核燃料行业现状呈现需求稳步扩张、供应链地缘化加剧的特征，作为核能发电的核心能量来源，核燃料产业的发展直接绑定全球碳中和进程下的清洁能源转型节奏。在地缘政治冲突推高化石能源价格、全球加速能源转型的背景下，多个传统核电停滞国家重新启动核电项目审批，全球核电装机进入新一轮净增长周期，带动核燃料需求持续提升。

一、全球核燃料行业格局

1.1 供需结构

1.1.1 全球核电与铀供给需求

全球核燃料需求的核心来源为商用核电反应堆，核动力船舶等其他需求占比不足5%，因此核电反应堆的运行与建设规模直接决定核燃料的总需求规模。截至2024年底，全球有440座可运行的核反应堆，总容量为398 GWe，2024年全球核反应堆共产生了创纪录的2667 TWh的电力，打破了2006年创下的原有纪录。2024年全球有9座反应堆启动建设，7座反应堆并网，截至年底在建机组总数为62座，较上年增加1座，全年仅有4座反应堆永久关闭，新增装机规模高于退出规模，全球核电总装机进入持续扩张阶段。

供给端层面，2023-2025年间全球铀矿开采量年均增长3.2%，2024年全球铀产量约为1.53亿磅U3O8，约占商业核反应堆全球需求的87%，供给缺口部分依靠退役核电站库存以及二次回收铀补充，供需整体维持紧平衡状态。地缘政治格局变化对全球铀供应链的影响逐步凸显，传统铀生产大国的出口政策调整导致全球供应链重构，部分核电大国开始重新布局本土铀产能以及多元化进口渠道，降低供应链中断风险。

美国作为全球第二大核电国家，本土铀产能极低，2024年美国7个铀矿运营项目仅生产了67.7万磅U3O8，占全球产量不到0.5%，2023年美国民用核反应堆购买的铀中，约95%来自外国供应商，进口依赖度远高于全球平均水平。能源安全压力推动美国出台多项政策鼓励本土铀产能建设，包括补贴本土开采、加大战略铀储备投放等，但短期来看原有供给结构很难发生实质性改变，高进口依赖的格局仍将维持。全球铀供给的集中度已经提升到较高水平，头部企业控制核心高品位资源，对铀价的影响力持续提升，供给侧弹性不足推高了全球核燃料企业的原料成本波动风险。

1.2 竞争与技术趋势

1.2.1 产业利润与竞争格局

核燃料产业链不同环节的技术壁垒与资源禀赋差异较大，利润分配呈现明显的阶梯分化特征。资源端的铀矿开采依赖天然铀资源储备，进入门槛较高，前期勘探开发投入大，新进入者很难获取优质资源项目，因此头部企业控制核心产能，利润水平高于中游加工环节。后端乏燃料处理属于高技术壁垒领域，全球具备自主商业化能力的玩家较少，市场供给高度集中，因此毛利率水平处于产业链最高位。中游燃料元件制造环节标准化程度较高，全球产能布局相对分散，市场竞争更为充分，新进入者的门槛相对较低，因此利润率水平低于上下游两端。

表1 2025年全球核燃料产业链各环节毛利率

产业链环节	毛利率
铀矿开采	45%
乏燃料后处理	60%
燃料元件制造	12%-15%

这一利润分配结构反映出核燃料产业的核心竞争壁垒分别来自上游资源储备和后端技术能力。全球范围内，头部铀矿企业凭借资源垄断维持较高盈利水平，而掌握乏燃料后处理技术的企业则可以在后端服务市场获取超额收益。中游制造环节由于开放程度较高，参与者较多，盈利空间被逐步压缩，行业整体回报相对平稳。

进一步拆解竞争格局，全球前五大铀供应商集中度提升至62%，头部企业通过兼并收购控制了大部分高品位铀矿资源，行业集中度持续提升。技术层面，全球核燃料技术路线呈现多元化发展态势，传统轻水堆仍然是当前核电市场的主流技术路线，对应的轻水堆燃料仍占据75%的全球市场份额，新型堆型的核燃料市场规模快速扩张，其中高温气冷堆（HTGR）燃料市场增速达到28%，增速远高于传统燃料市场。小型模块化堆（SMR）的发展带动了商业模式创新，“核燃料即服务”（NFaaS）在小型模块化堆（SMR）运营商中渗透率达到19%，这种模式由核燃料企业负责燃料供应、后端处理全流程服务，帮助运营商降低初始资本投入，目前已经获得越来越多新兴市场运营商的认可。耐事故燃料（ATF）作为提升核电站安全性的核心技术方向，2025年全球在研项目超过30个，主要国家都在加大相关技术研发投入，未来商业化应用后有望推动核燃料产业的技术升级。核燃料循环后端处理技术受到的关注度持续提升，2025年全球核燃料循环后端处理技术专利数量较2021年增长217%，行业对闭式核燃料循环的重视程度不断提升，闭式循环可以提升铀资源利用率，降低核废物处置压力，符合全球核电长期发展的需求。

二、中国核燃料行业现状

2.1 下游核电需求增长

2.1.1 中国核电装机与发电量变化

中国是全球核电发展最快的主要经济体，过去二十年核电发电量保持快速增长，2004年到2024年11月中国核电发电量20年复合年均增长率达到12.03%，增速远高于全球平均水平。中国能源结构转型的核心目标是降低化石能源占比，提升非化石能源占比，核电作为稳定的基荷清洁能源，是中国能源转型的核心支撑之一，多年来发电量在总电力结构中的占比持续提升。中国核电发电量占比的提升节奏与核电装机扩张节奏保持一致，不同时间节点的占比变化反映出行业发展的节奏。

表2 中国核电发电量占全国总发电量比例

统计时间	占比（%）
2023年	4.6
2024年	4.72
2035年（预测）	10

当前中国核电发电量占比仍远低于全球平均水平，提升空间较大，按照当前的在建装机规模以及核准节奏，中国核能行业协会预测到2035年核能发电量在电力结构中的占比将达到10%左右，未来十余年中国核燃料需求仍将保持较快增长。截至2024年底，我国商运核电机组57台，总装机容量5976万千瓦，在建核电机组28台，总装机容量3370万千瓦，2024年全年核电累计发电量4447亿千瓦时，居全球第二。2024年中国核电工程建设投资完成额1469亿元，较上年增长520亿元，创历史新高，投资规模的快速增长反映出行业扩张的节奏加快。核电设备平均利用小时数为7797小时，设备利用效率高于大部分其他发电类型，体现出核电作为基荷电源的稳定性优势。2024年全年核电累计发电量对应年度等效减排二氧化碳约3.34亿吨，对中国双碳目标的实现起到了重要支撑作用。

除了发电之外，核能多元化应用也在逐步推进，2024-2025供暖季核能供暖面积达1402万平方米，帮助北方地区替代燃煤供暖，进一步拓展了核能的应用场景，带动核燃料需求的多元化增长。核电市场化程度也在不断提升，核电市场化交易电量比例已从2020年的30%左右提升至46.1%（2024年），市场化改革推动行业运营效率提升，也为核燃料产业的市场化发展创造了条件。中国贡献了全球超过40%的铀矿需求增量，是全球核燃料市场增长的核心动力，未来随着中国核电装机规模的持续扩张，这一趋势仍将延续。

2.2 产业链发展特征

2.2.1 国内核燃料产业依存度与结构

中国核电装机规模占全球的比例持续提升，不管是在运还是在建装机，中国占全球的比例都处于较高水平，国际原子能机构2024年11月的统计数据，口径统一，具备清晰的可比性，能够直观反映中国核电在全球市场中的地位。

表3 2024年11月全球与中国核电装机容量 单位：GW

类别	全球	中国
在运装机	373.74	54.15
在建装机	66.1	30.8

中国在建核电装机容量占全球总在建装机的比例接近一半，反映出中国核电扩张的速度远高于全球其他地区，未来中国核燃料需求的增长也将持续领先全球，成为拉动全球核燃料市场增长的核心动力。中国铀资源天然储备相对不足，国内铀矿产量无法满足当前核燃料需求，因此需要通过进口补充，2025年中国铀资源进口依存度降至58%，较此前十年的高位有所下降，这主要得益于国内铀矿勘探开发力度加大以及二次回收铀利用规模提升，不过进口仍然是中国铀资源供给的重要组成部分。中国已经建立了完整的核燃料产业链体系，从上游铀矿开采、中游铀转化浓缩、燃料元件制造到后端乏燃料处理，都具备自主化能力，中游燃料元件制造环节已经实现技术自主，产能可以满足国内核电发展的需求，利润率水平和全球平均水平基本一致，维持在12%-15%的区间。

国内核燃料产业的发展呈现两个核心特征，一是自主化替代加速，铀浓缩、燃料元件制造等环节的自主化率已经接近100%，后端乏燃料后处理的自主化技术也在逐步推进，已经建成具备商业化运营能力的自主化后处理设施；二是供应链多元化，中国铀进口来源已经从少数国家扩展到全球多个主要铀生产国，降低了单一来源供应链中断的风险，提升了整体供给安全性。

国内核燃料产业目前仍然面临一些挑战，一方面，国内铀资源禀赋不足，进口依赖度虽然有所下降，但仍然处于较高水平，地缘政治风险可能对供给安全造成一定影响，不排除全球铀供应链波动会传导到国内市场，影响国内核燃料的供给稳定性。另一方面，新型核燃料技术的研发投入仍然需要提升，耐事故燃料、新型堆型核燃料等领域的研发进度和全球领先水平仍然存在一定差距，需要进一步加大研发投入，推动技术升级。国内核燃料产业的商业模式创新也处于起步阶段，“核燃料即服务”等新型商业模式的渗透率仍然较低，尚需要逐步探索适合国内市场的发展路径。国内核燃料产业的发展仍然依赖政策推动，市场化程度有待进一步提升，随着核电市场化交易比例的提升，核燃料产业的市场化改革也将逐步推进，激发产业内部的活力。国内核燃料市场规模将随着核电装机的增长稳步扩张，未来十年市场规模有望实现翻倍增长，增长空间明确。

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核心洞察

• 全球核燃料需求进入新增长周期，中国贡献超四成全球铀需求增量
• 核燃料产业链利润向上游资源与后端技术环节集中，行业集中度持续提升
• 中国完整自主核燃料产业链已经建成，铀进口依存度逐步下降，增长空间充足