银利达配资【民生能源】中广核矿业首次覆盖报告：稀缺铀业龙头，双击时刻即将到来

【民生能源】

2025年6月24日

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摘要

Ø 全球核电拐点已至，长期需求高增，铀价景气上行。1）需求端：受全球降碳、能源安全、人工智能发展、小型模块化核电机组(SMR)技术驱动，全球核电重回增长通道，2025-2030年年均新增装机容量或达13GW，对应仅初装料天然铀需求合计约3.12万吨；若三倍核能宣言兑现，2024-2050年全球核电装机规模CAGR将达到4.2%，其中中国在运和核准在建核电机组装机规模2024年已升至世界第一，中长期将持续贡献主要增量。2）供给端：一次供给缺口扩大且在勘探开发支出不足下较为刚性，2025-2030年合计约有1.53万吨增量、远低于需求，2030年后则加速衰减；二次供给中，流动库存、离心机欠料运行供给减少，乏燃料循环短期难以放量。中期视角下（2025-2030年），天然铀供需紧平衡持续，二级供给加速消耗；长期视角下（2030年以后），核电需求高速增长，供给侧低成本资源枯竭、高成本资源需高铀价激励，铀价长牛可期。

Ø 背靠中广核集团，东亚天然铀贸易龙头。中广核矿业是中国第一、全球第三大核电集团中广核集团旗下海外铀资源开发唯一平台，也是东亚唯一纯铀业上市公司，主营天然铀资源开发与贸易，参股4座哈萨克铀矿并拥有相应包销权，近年受益铀价上行，矿山投资收益强势上涨，实质盈利高增。

Ø 资源板块：矿山产量平稳，低成本造就核心优势。公司参股矿山总权益资源量2.4万吨铀，权益储量1.9万吨铀，权益产能1899吨铀，近年产量稳步提升，预计2025年同比保持平稳，扎矿目前仍处矿建阶段，2025-2029年间年产能有望从500tU提升至900tU，此外控股股东湖山铀矿年产能约5770tU，未来存在注入可能。因硫酸价格及MET税上涨，矿山生产成本有所抬升，但受益哈萨克斯坦矿山成本处于全球矿商成本前1/4梯队，低成本造就充足盈利空间。

Ø 自产贸易：新协议充分受益铀价上行，助力业绩释放。公司包销业务以协议定价机制销售给控股股东，因2023-2025年厘定的基准价格较低，公司自产贸易亏损伴随铀价上涨而进一步扩大，从而对冲部分投资收益使业绩受损。2026-2028年新签订销售框架协议中，基准价格从61.78上调至94.22美元/磅U3O8，年度递增系数由3.5%上调至4.1%，现货价占比由60%上调至70%，业绩弹性进一步增强，且销售上限预留额外缓冲，充分考虑潜在资源量提升。2026年起，公司有望受益新定价机制实现业绩的加速上行。

Ø 国际贸易：攻守兼备，价差有望改善。公司国际贸易业务大部分采销两端同时锁定，赚取稳定价差，同时保留部分未锁定业务以通过铀价上涨获利。2022年以来，公司国际贸易价差由于采购成本与合同售价间存在时间错配有所收窄，伴随前期低价订单逐步执行完毕，公司已签订尚未交付的销售合同售价已大幅抬升，负债及业务结构优化下价差有望改善。

Ø 投资建议：公司是东亚铀业贸易龙头，受益铀价上行及销售定价机制调整，业绩估值有望共振，我们预计2025-2027年归母净利润为5.39/9.94/12.09亿港元，对应EPS分别为0.07/0.13/0.16港元/股，对应2025年6月23日PE为32/17/14倍。首次覆盖，给予“推荐”评级。

风险提示：核电站事故风险，核电并网节奏不及预期；地缘政治风险；不同市场估值存在差异。

正文

1 天然铀行业：全球核电拐点已至，长期需求高增，铀价景气上行

1.1 需求端：全球核电重回增长通道，天然铀需求加速提升

1.1.1 全球降碳、人工智能发展、SMR技术驱动核电增长

铀裂变为核电站能量来源。核能发电是利用铀等可裂变材料在核反应堆中发生可控链式裂变反应时产生的热能，通过汽轮机转换为机械能，最终带动发电机产生电能的一种方式。压水堆为目前国内外核电厂广泛使用的反应堆堆型，其核燃料使用铀-235含量为3%-5%的低浓铀。具体制备过程中，铀矿石开采出来后，经破碎、研磨、浸出、固液分离、离子交换或溶剂萃取等过程，得到被称为“黄饼”的铀化学浓缩物，黄饼在一定温度下煅烧可制得U3O8，而后转化为铀浓缩所需的气体形态UF6，并进一步将U-235含量从天然水平0.71%通过气体离心法等技术提高到3%-5%，最后将其转化为UO2固体粉末，制成芯块并组装成核燃料组件。

核电具有清洁、低耗、高效等优势，全球降碳背景下发展大势所趋。相较传统化石能源，核电基本实现温室气体零排放且具备低耗的特点，核电站核燃料消耗仅为同功率火电厂化石燃料消耗十万分之一左右；相较风电、太阳能等新能源，核电具有稳定性强、容量大、占地面积小、经济性好的特点，核电机组利用效率在80%左右，远高于风电30-50%、光伏15-20%的利用率。2024年中国核电发电设备平均利用小时数为7683小时，分别为火电/水电/风电/太阳能的1.7/2.3/3.6/6.3倍。此前福岛核事故、切尔诺贝利事件引发对核电安全性的担忧从而导致核电发展降温，但伴随全球降碳趋势对核电发展的推动、核电技术的进步及安全体系建设的加强，发展核电已成为大势所趋。2023年12月，第28届联合国气候大会（COP28）上，包括美国、法国在内的22个国家达成三倍核能宣言：到2050年全球核能装机达到目前的三倍，以顺应2050年全球实现碳中的目标，由此计算，2024-2050年全球核电装机规模CAGR将达到4.2%。

核电提升供电稳定性，降低能源对外依存，保障能源安全。俄乌冲突的爆发对世界能源供应格局产生巨大影响，能源价格波动性增加，面对地缘政治不确定性所带来的能源安全风险，各国加速推进能源转型，减少对传统化石能源的依赖，支持清洁能源及核电发展。法国2023年取消2035年核电份额降至50%的目标，大力支持新建核电项目；日本2022年8月重启核电建设，并允许核电反应堆寿命超过60年；俄罗斯批准到2035年新建16台核电机组的计划；德国、比利时延长核电站运营时间等。

人工智能高算力催生稳定电力需求。伴随AI技术快速发展，微软、亚马逊、OpenAI等巨头先后布局，数据中心和云计算中心的算力需求急剧增加，国际能源署（IEA）预测，2030年全球数据中心电力需求将达945TWh，略高于日本当前总用电量，其中AI应用是主要增长引擎。数据中心需7×24小时不间断供电，而风电、光伏受天气制约，传统电网难以满足其高耗能需求，核电作为能够提供稳定基荷电力的低碳能源，除上述利用小时数远高于其他电源外，其全生命周期度电碳排放仅5.7克，不足光伏的1/10，因而开始受到科技巨头的青睐，其与核电公司签署长期购电协议（PPA），深度绑定核电供应链，从而催生未来稳定电力需求。

SMR技术重塑核电经济性与应用场景。SMR（小型模块化核电机组）是指功率和物理尺寸都比传统的千兆瓦级发电厂小的核反应堆（30万千瓦以下），其优势主要体现在以下三个方面：1）模块化降本：SMR能够通过标准模块化的形式在工厂制造，有利于缩短建设周期和减少资本开支，成本竞争力强。同时SMR支持分期建设，单模块功率低于300兆瓦，可随数据中心或工业园区用电增长逐步扩容，避免一次性重资产投入。2）应用场景多元：模块化小堆具备部署灵活、靠近负荷中心特性，单台SMR功率与大型数据中心集群耗电量相当，为AI数据中心稳定低碳电源首选，同时SMR也可以布局在偏远地区与离网场景，在非电领域可将热能多元化利用，应用于工业制氢、海水淡化、城市供热等。3）安全性升级：SMR采用被动安全设计，如“玲龙一号”采用“固有安全+非能动冷却”，事故下无需外部干预即可实现堆芯冷却，应急响应范围压缩至300米以内，仅为传统大堆的1/30。据NEA数据，在运核电机组延寿运行、建设大型第三代核电机组、建设SMR三种方式需同步发展方可实现3倍核电装机容量目标，乐观情境下2050年SMR装机达375GW，占净零目标下全球核电装机30%以上。

1.1.2 全球核电拐点已至，天然铀需求加速提升

全球核电重回增长通道，发展中国家为增量主力。上世纪70、80年代为全球核电建设高峰，1971-1987年平均新增核电并网装机容量为17.0GW，但在1986年切尔诺贝利事件后出现断崖式下降，2011年福岛核事故也进一步压制核电发展，从而1988-2024年平均新增核电并网装机容量仅为5.1GW。据WNA数据，截至2025年3月全球共有68个在建核电机组、108个规划机组（15年内投入运行），对应装机容量分别为74.4/103.0GW，主要集中在发展中国家。其中中国、俄罗斯、印度为增量主力，在建及规划机组数量分别达到71/30/20个，对应装机规模80.2/26.9/14.6GW，全球装机占比45%/15%/8%。

伴随在建核电项目落地，2025-2030年核电年均新增装机容量或达13GW，对应初装料天然铀需求约5200tU。1）中期视角：我们基于WNA核电项目开工日期、中国及其他国家分别以5/6年建设周期估计，全球68个在建核电机组中约64个于2030年及以前建设完成，合计新增装机容量66.5GW，2025-2030年每年新增核电机组分别达16/8/11/13/9/7个，同时考虑美国和日本潜在复工项目，假设新增核电机组完工当年实现并网，年末核电机组容量将达到417/427/439/455/468/477GW，预计2025-2030年年均新增核电装机容量将达到13GW，对应初装料天然铀需求约5200tU（400tU/GW）。2）长期视角：据WNA预测，参考情景（基于现有政策和计划）下到2040年全球核电装机容量将达到686GW，较高（假设政策支持加强、技术进步加速）和较低（假设政策延迟或可再生能源成本大幅下降）情形下将达到931GW和486GW。到2050年，若三倍核能协议目标实现，全球核电装机容量有望达到1179GW。

中国核电发展加速，贡献中长期核心增量。截至2025年3月，我国在运核电机组达到58台，装机容量6082万千瓦，2024年以不足全国2%的装机占比贡献4.7%的发电量。2022-2025年，我国每年核准核电机组10台及以上，7年累计核准新核电项目28个，合计56台机组。据WNA统计，截至2025年3月中国在建和规划（15年内投入运行）核电站合计71个、装机容量80.25GW，拟建核电站152个、装机容量180.75GW，中国核准及在建、规划核电规模保持全球断层式领先。据中国核能行业协会，到2035年我国核电发电量占比有望达到10%，到2060年为实现碳中和目标，占比有望达到18%。截至2024年，中国在运和核准在建核电机组装机规模升至世界第一，中长期将持续贡献全球核电主要增量。

金融机构增持实物铀，不可赎回机制形成二次需求。天然铀的二次需求主要是金融机构对实物铀的投资需求，伴随国际铀价上涨，华尔街投行如高盛、麦格理以及一些对冲和实物信托基金逐步增加实物铀交易。以实物信托SPUT（Sprott Physical Uranium Trust）为例，其信托份额锚定实物铀，设计机制不允许交割，持仓规模只增不减，因而形成永久性需求池。SPUT在2024年1月再次获批15亿美元的新增信托份额发行申请，可在25个月内不定期按市场价格不限次数发行新增信托份额，每年现货市场实物铀采购量不超过900万磅（约3462tU），以70-90美元/磅U3O8的现货价格计算，15亿美元增发规模对应采购量在6411-8242tU，约占2022年全球铀需求的9.5%-12.2%。2025年6月，SPUT再次针对天然铀投资融资2亿美元。

1.2 供给端：一次供给缺口扩大且较为刚性，二次供给趋势向下

1.2.1 一次供给：紧张格局持续，供需地区错配加剧供应风险

全球铀资源储量丰富，呈现地域分布不均、少数国家高度集中的特点。据IAEA，截至2023年1月1日，全球已探明可开采的铀资源储量为793.45万吨铀，其中开采成本低于80/80-130/130-260美元/tU的已探明可采资源量（包括合理确定可采资源量和推断资源量）占比分别为24%/51%/25%，低成本资源体量较小。全球铀资源地域分布不均衡，主要集中于澳大利亚、哈萨克斯坦、加拿大、纳米比亚、俄罗斯等国，成本130美元/tU以下的已探明可采资源量CR10高达89%。其中哈萨克斯坦低成本铀矿储量较丰，开采成本低于40美元/tU的合理确定可采资源量占比高达75%，从而也使其成为全球最大的铀矿开采国，2022年产量全球占比43%。

全球天然铀产量近年有所恢复，集中度较高。受福岛核事故影响，2019年以前天然铀市场长期处于低迷状态，全球产量整体呈现收缩趋势，2019年短暂恢复后，全球疫情使矿山开采活动受限从而2020年又出现明显下降，2021年起铀价上涨驱动矿山增产，产量逐年递增。2022年全球天然铀产量4.94万吨，折合U3O8约为5.82万吨，CR6达到90%，分别为哈萨克斯坦43%、加拿大15%、纳米比亚11%、澳大利亚9%、乌兹别克斯坦7%、俄罗斯5%。值得注意的是，哈萨克斯坦并非资源第一大国，但产量居首位，低成本铀资源处于加速消耗阶段。

2025-2030年天然铀一次供给增加1.53万吨，2030年后衰减加速。一次供给变动主要来自矿山重启、新增矿山投产和存量矿山衰减，我们结合IAEA数据梳理核心生产国产量预期，预计2025-2030年天然铀产量增量约为1.53万吨铀，2030年后将加速衰减。其中：1）重启矿山：产能爬坡贡献4837万吨铀，主要来自澳大利亚Honeymoon、纳米比亚Langer Heinrich以及美国Rosita/Alta Mesa/Lance/Lost Creek，2025-2028年产量增量分别达到1916/2076/768/77万吨铀；2）新建矿山：投产放量贡献1.05万吨，主要来自哈萨克斯坦Budenovskoe 6,7、巴西Santa Quitéria、尼日尔Dasa、美国Shirley Basin/Dewey-Burdock，2025-2030年产量增量分别达到1532/2389/2919/1225/1000/1423万吨。3）矿山衰减：2030年后，存量矿山资源衰减加速，新建产能受开发周期和投资意愿影响较难填补空缺，2030-2040年天然铀生产年均减量2876万吨，2040-2050年年均减量1799万吨，供给紧缺加剧。

勘探开发支出低迷，供需空间错配加剧供应风险。2015-2020年铀价表现低迷，从而铀矿勘探开发节奏放缓，相关支出大幅下滑，2020年后伴随铀价上涨，矿山勘探开发支出有所增长，但远低于2014年水平、处于相对低位。同时，天然铀资源量、产量和核电装机容量存在空间错配现象，截至2023年，在所有拥有核能发电能力的国家中，只有加拿大生产的铀足以满足其国内需求，其他拥有核电的国家都依赖进口铀或二次来源，使得铀国际贸易成为供给市场关键，当前国际形势不确定性和地缘冲突局势进一步加剧了天然铀供应风险。

1.2.2 二次供给：流动库存、离心机欠料运行供给减少，乏燃料循环短期难以放量

天然铀二次供给是指非直接从矿山开采获取的铀资源，而是通过库存释放、核燃料循环再利用等途径形成的供给，用于弥补一次供给与市场需求的缺口，在铀资源供需平衡中发挥关键缓冲作用。二次供给主要来自商业库存、离心机欠料运行和乏燃料循环。

Ø 商业库存：持有方惜售，可流动库存减少。商业库存主要包括铀矿企业周转库存、核电站业主商业储备和国家战略储备，其中核电业主是全球最大持有方，约占商业铀库存总量的85%。福岛核事故后，需求下降使得市场参与者积累大量商业库存，近年伴随核电复苏、一次供给受矿商生产意愿和疫情影响波动较大，过剩库存被逐步吸收，2017年以来全球库存稳步下降，虽然过去两年有所增加，但我们预计未来商业库存所形成的二级供给将逐渐减少，原因主要系：1）近两年库存增量主要为确保燃料供应安全的战略库存，而非流动库存。据EIA数据，2023年美国公用事业库存同比增长7.4%，但较2016年高点相比下降14.0%；据ESA数据，2023年欧洲公共事业库存同比增长5.4%，相当于约三年的燃料供应量。而东亚地区尤其是中国的铀需求正在快速增长，据IAEA数据，截至2023年1月，印度累计铀库存约为1.7万吨，二次供应的枯竭导致许多国家继续持有现有库存。2）金融机构看好铀价前景倾向持有而非抛售。如前所述，SPUT基金在不可赎回机制持续的条件下，二次供给将转化为二次需求，而其他可抛售基金因看好铀价前景出售活动将大幅降低。3）政府库存转化近年逐步减少。此前，美俄政府持有的冷战时期军用高浓铀转化为商业库存为市场带来重要的二次供给，但因在用于反应堆前需经过处理，近年逐步减少。

Ø 离心机欠料运行：美国对俄罗斯低浓度铀禁运迫使离心机由欠料运行转为过料运行，二次供给变为二次需求。铀浓缩是通过离心机分离铀-235和铀-238的过程，其运行模式取决于原料投入量，当需求低迷、离心机产能过剩时，厂商通过减少投料量或对贫铀尾矿再浓缩提高离心机利用率，从而减少对原生铀的需求并形成额外的铀供给来源。俄乌冲突爆发后，2024年5月，美国通过《禁止俄罗斯铀进口法案》，2028年1月1日起禁运俄罗斯低浓缩铀，持续至2040年底。俄罗斯约占全球浓缩铀供应的35%，美国约27%、欧盟约31%的浓缩铀依赖俄罗斯进口，为避免俄浓缩铀断供风险，西方浓缩厂被迫从“效率优先”的欠料运行转向“安全优先”的过料运行，以增加原料投入、牺牲尾料供给为代价，换取浓缩铀的快速产出，直接削减了天然铀的二次供给，反而转为二次需求。长期来看，禁运影响将倒逼西方重建本土浓缩铀产能，加速西方铀燃料循环体系重构，而短期将导致二次供给进一步萎缩。

Ø 乏燃料循环：短期难以放量。乏燃料处理后得到的再生铀和MOX燃料成为二次供给，其中再生铀是从乏燃料中提取未耗尽铀-235，经再浓缩制成核燃料；MOX燃料是提取钚-239与铀-238混合制成混合氧化物燃料，替代部分天然铀需求。再生铀通常被储存以备后续再利用，当前产量不到全球年度需求量的1%，而MOX燃料的使用并未对全球铀需求产生显著影响，据IAEA，截至2023年1月使用MOX燃料的反应堆仅占全球运行反应堆总数的6%。受限于处理厂数量和高放射性废物处置难题，以及高于一次开采的高昂成本，乏燃料循环短期只能作为供应补充难以放量。

1.3 供需平衡及价格判断：供需缺口持续，铀价长牛可期

综合前文分析，伴随二级供给的持续消耗，天然铀定价将逐渐回归一次供需判断，我们梳理天然铀一次供需得出如下判断：

中期视角（2025-2030年）：紧平衡持续，二级供给加速消耗。供给端，虽然铀价上涨提升了矿商的生产经济效益，但其提产、复产及新建产能不及预期，根据较为确定的矿山项目预测，2025-2030年全球一次供给CAGR将达到3.7%；需求端，结合全球核电在建项目投产预期，参考核电机组历史单耗水平，假设机组单耗170 tU/GW，2025-2030年全球天然铀需求CAGR将达到2.7%。2025-2030年，天然铀供需维持紧平衡格局，主要以消耗二级库存为主，据UxC数据，2024年全球商业库存约7693tU，而2025年有望大幅下降至2693tU；期间一次供需缺口处于8%-15%区间，2028年前缺口有所收窄，而后逐渐扩大。

长期视角（2030年以后）：需求高速增长，供给侧低成本资源枯竭、高成本资源需高铀价激励，铀价长牛可期。2030年后，天然铀基本面的核心是需求端高速增长，而供给侧低成本资源如哈萨克斯坦铀产量将逐渐减少，前期勘探开发支出不足或影响资源接续，而高成本资源的开发还有赖于高铀价的激励，同时二次供给也基本消耗完毕，供给刚性及国际贸易不确定性将支撑铀价中枢上移。而从供需关系的动态平衡角度，天然铀矿商生产纪律性较强，出于挺价意愿会自发控制生产以避免过度供给，而核电对天然铀需求弹性较小，以中广核电力为例，2024年其核燃料成本占业务成本比重约16.7%，而天然铀成本一般占核燃料成本50%左右，因此天然铀在核电成本中占比仅8%，铀价上涨反向抑制需求可能性较低，长期视角下铀价长牛可期。

2 中广核矿业：稀缺铀业龙头，双击时刻即将到来

2.1 公司简介：背靠中广核集团，东亚天然铀贸易龙头

背靠中广核集团，主营天然铀资源开发与贸易。中广核矿业是中国第一、全球第三大的核电集团中广核集团下属上市子公司之一，亦是中广核集团旗下海外铀资源开发的投、融资的唯一平台。公司2011年于港交所上市，是香港主板上市产量最大的铀业集团，同时也是东亚唯一的纯铀业上市公司，主要业务为核能企业使用的天然铀资源的开发与贸易。

公司控股股东中国铀业发展有限公司，实际控制人中广核集团。截至2025年6月，公司控股股东为中国铀业发展有限公司，持股比例56.29%；实际控制人为中广核集团，直接持股0.58%，通过中广核铀业发展公司间接持股56.29%，合计持股比例56.87%；此外诚达控股有限公司持有公司9.99%股份。

铀矿资源丰富，参股4座哈萨克铀矿。目前公司通过北京中哈铀(Beijing Sino-Kazakh)和中广核矿业英国公司(CGNM UK)分别持有哈萨克斯坦国家原子能工业公司(简称哈原工，KAP)旗下两个天然铀开采公司谢公司(Semizbai-U)和奥公司(Ortalyk)各49%的股权，谢公司拥有谢矿(Semizbay)和伊矿(Irkol)，奥公司拥有中矿(Central Mynkuduk)和扎矿(Zhalpak)，截至2024年末对应总权益资源量2.4万吨，权益储量1.9万吨。此外公司通过全资子公司中广核国际销售公司(CGNGU)开展铀国际贸易业务。

铀矿投资收益贡献主要利润，自产贸易和国际贸易并行。公司主要利润来自哈萨克4座铀矿的投资收益。自产贸易方面，公司拥有谢公司和奥公司天然铀49%产量的包销权，以现货价格(SP)自谢/奥公司采购，再以“30%基准价格(BP)+70%现货价格(SP)（2026-2028年；2023-2025年为40%BP+60%SP）”向中广核集团销售；国际贸易方面，公司从第三方货源采购并销售给第三方客户，采销两端同时锁定，赚取稳定价差，目前客户结构包括亚洲、欧洲和北美。

Paladin 换股收购Fission，公司现持股Paladin 2.61%股权。公司原持有加拿大上市公司Fission Uranium 11.26%的股权并拥有待开发的帕特森湖南(PLS)项目，2024年6月24日，澳交所上市铀矿开采和开发公司帕拉丁能源(Paladin Energy，PDN.AX)宣布计划斥资11.4亿加元换股收购Fission，其看好Fission矿床靠近主要铀消费国美国，并能够和Paladin在加拿大现有的矿权地合并打造一处铀矿枢纽。经加拿大法院裁定批准，每1股Fission公司股份可获得0.1076股Paladin公司股份，每股隐含价值为1.30加元（按2024年6月21日的前20天成交量加权平均价计算溢价30%），交易完成后，Fission公司股东将持有Paladin公司24.0%的股权。2024年12月Fission和Paladin先后于多伦多证券交易所完成退市和上市，Paladin预期两地上市后总市值有望达到35亿美元。截至2024年12月31日，公司原持有Fission11.26%股权已全部转换为Paladin公司股票，持股比例2.61%。

Paladin铀矿资源量全球第三，待开发项目丰富。Paladin持有位于纳米比亚、加拿大和澳大利亚的多个铀矿项目股权，总资源量约为554.3百万磅U3O8，位居全球第三，仅次于哈原工(Kazatomprom)和卡梅科(Cameco)。其主要矿山项目包括：1）75%权益的纳米比亚在产矿山Langer Heinrich Mine(LHM)。LHM于2024年3月30日恢复商业生产，当前处于产能爬坡阶段，预计于2026财年达到600万磅/年的设计产能，以600万磅/年测算矿山寿命仍有17年，且公司当前正进行延寿计划。2）100%权益的Fission公司PLS项目。PLS为阿萨巴斯卡盆地最大的浅层、高品位铀矿床之一，资源量130百万磅，距地表最浅深度仅50m，具有高效、低风险特点，以910万磅/年测算矿山寿命10年，预计2029年开始生产。3）100%权益的Michelin项目。资源量127.7百万磅，设计产能约600万磅/年，2009年完成初步经济评估研究(PEA)，预计2026财年完成可行性研究(PFS)。此外，Paladin拥有Mt Isa、West Cluff等位于澳大利亚和加拿大的多个高级及早期勘察项目，储备项目丰富。（注：澳大利亚财年为7月1日至次年6月30日，其他未表述为“财年”的年份均为自然年。）

Paladin股价受损导致公司换股一次性亏损1.7亿港元，未来持有期间股价变动不再影响净利润。由于LHM因进料品位较低和供水中断2024年10月产量低于预期，Paladin将其2025财年产量指引由4.0-4.5百万磅下调至3.0-3.6百万磅，并于2024年11月下半月开启为期两周的停产以建造蓄水设施及常规维护，12月5日公告复产。自FY25Q1财报披露后，Paladin股价快速下行，年内由高点13.27澳元/股最低跌至6.83澳元/股，由于换股日当天Paladin股票换股价值低于Fission的账面价值，导致中广核矿业产生经调整后换股亏损约1.7亿港元。公司于2024年年报披露，将Paladin股份分类为按公允值计入其他全面收益之金融资产，未来其股价变动会影响所有者权益，但不会直接影响年度归母净利润，仅在资产处置时间接影响净利润。

2.2 财务分析：矿山投资收益强势上涨，实质盈利高增

贸易收入近年持续增长，毛利率因价差收窄呈下滑趋势。公司营业收入基本全部由贸易业务贡献，来自自有矿山产品包销和国际贸易业务。2015年，公司退出药品食品行业、正式收购谢公司49%股权并取得相应包销权，当年营收下滑但得益于包销业务的成本优势，贸易毛利不降反升。但由于2017年起公司与控股股东中国铀业发展公司基于利益共享、风险共担原则实行新的定价机制，即在参考市场价格的基础上封顶保底，贸易毛利开始出现下滑。2019年，公司收购国际销售公司大力开展国际市场，当年营收实现4.7倍的大幅增长，而后2023年因铀价进入加速上涨阶段营收增幅达到101.80%，但因铀价波动贸易价差收窄，贸易业务毛利率自2017年起整体呈下滑趋势。2024年，公司实现营业收入86.24亿港元，同比增长17.13%，但因包销与国际贸易价差进一步收窄，贸易业务毛利率-0.77%。

投资收益强势上涨，2024年所得税费用和终止经营损失影响利润释放。公司归母净利润主要由权益性投资收益贡献，2023/2024年占归母净利润比重达到122%/297%。公司分别于2015、2016、2021年完成对谢公司49%股权、Fission公司19.99%股权、奥公司49%股权的收购，自2015年谢公司开始贡献投资收益以来，除2017年因哈原工减产和铀价下跌录得亏损，公司投资收益整体呈上升趋势。2022年，铀价上行叠加完成奥公司收购，投资收益高增带动利润同比近2倍增长。2023年以来，公司包销业务因销售给控股股东定价较低导致的贸易亏损伴随铀价上涨而进一步扩大，但同时投资收益的加速增长足以弥补贸易亏损并进一步增厚利润。2024年，铀价同比大幅上涨，虽下半年有所回落但仍保持高位，公司投资收益同比增长67.71%至10.16亿港元，但因哈萨克斯坦税收口径逐渐收紧，公司将奥公司分红预提税率由5%上调至15%，并按差额补提补缴以前年度税费，导致2024所得税费用同比增加2.25亿港元(+361%)，此外Fission公司被换股收购引起亏损约1.7亿港元，影响公司业绩释放。若剔除上述非经因素，2024年公司净利润约6.4亿港元，同比增长29%。

资产结构稳健，期间费用管控良好。2019-2021年，公司因收购国际销售公司、奥公司及展业需要，向控股股东提取股东贷款，导致资产负债率有所上升；2022-2023年，公司运行稳定并偿还部分银行借款，资产负债率降至42.52%；截至2024年末，公司资产负债率为49.99%，同比上升主因银行借款随天然铀采购量同步增加，资本结构整体较为稳健。2018-2024年公司期间费率由5.1%降至2.2%，其中行政费率和销售费率降幅明显，分别由2.4%、0.6%降至0.7%、0.2%。

2.3 分红：分红比例提升，开启中期分配

2024年每股派发0.7港仙，分红比例22%。公司2006年首次年度分红，而后直至2015年均未有股息派发，2016年起公司分红比例维持20%以上，2021-2023年因业务发展的资金储备需要暂停派发。2024年，公司首次实行中期分红，中期每股派发0.3港仙，年度合计每股派发0.7港仙，分红比例22.2%。

3 资源板块：矿山产量平稳，低成本造就核心优势

3.1 参股矿山产量平稳，湖山铀矿注入可期

总权益资源量2.4万吨铀，权益储量1.9万吨铀，权益产能1899吨铀。公司通过谢、奥公司拥有4座哈萨克斯坦在产矿山的天然铀产品包销权，截至2024年末公司总权益资源量2.4万吨铀，权益储量1.9万吨铀，矿山产能合计3876吨铀，权益产能1899吨铀。在产矿山中，谢公司伊矿地质条件相对谢矿较优、生产成本较低，但开采年限久，延寿后可开采至2030年；奥公司中矿产能规模大、生产成本低，扎矿仍处矿建阶段，预计2025年实现第一阶段达产500吨铀/年，2029年实现第二阶段达产900吨铀/年。公司现有矿山均采用原地浸出的开采方式，采深介于120-700m不等，矿山寿命介于2030-2036年。

近年产量提升，目标产量完成率保持95%以上，预计2025年生产平稳。矿山历史产量来看，受铀价下跌影响，哈原工控股矿山2017年减产10%，2018-2020年减产20%，此外2020年同时受到新冠疫情影响，全球主要厂商不同程度停减产，哈原工实施3个月减产，因而在此期间矿山产量降幅明显。2021年7月31日，公司完成收购奥公司49%股权，当年持股矿山产量及包销量实现146.7%的大幅增长。2022-2024年，公司持股矿山合计产量分别为2598/2620/2757tU，同比增速+43.7%/+0.8%/+5.2%，近5年目标产量完成率均在95%以上。2023-2024年，奥公司受市场硫酸供应短缺影响，中矿均未完成年度生产计划，但扎矿逐步放量形成对冲，全年产量持续增长。展望2025年，伊矿由于锡尔达里亚河附近的矿段在现行立法下开采受限产量预计有所下降，但考虑扎矿将于年底实现一阶段达产500tU/年，将加速释放产量，预计全年总产量或较2024年平稳。

控股股东湖山铀矿存在注入可能。公司控股股东中广核铀业发展公司同系附属公司斯科公司于2012年投资收购纳米比亚湖山铀矿，该铀矿是近十年来全球范围内发现的最大铀矿，资源量约29.3万吨U3O8，居全球第三，设施规模居全球第一。矿山于2016年正式投产，采场年剥采量1.4亿吨，水冶厂年处理矿石量1500万吨，设计年产量1500万磅U3O8（约5770tU），总产量可满足20台百万千瓦级核电机组近40年的天然铀需求。目前公司国际销售公司与湖山铀矿订有买卖协议但体量较小，考虑当前市场铀资源获取难度较大，后续湖山铀矿或有资产注入可能。

奥公司所得税率及预提股息税率较高，后续或有下调可能。因谢、奥公司分别通过中国内地北京中哈铀和英国中广核矿业英国公司持有，执行税率有所差异。当前谢公司执行20%哈国企业所得税与10%预提股息税，奥公司执行25%英国企业所得税与15%预提股息税。因哈萨克斯坦收紧税收协定优惠税率的适用口径，奥公司于2024年将预提股息税由5%上调至15%并对历史年度进行补缴，当前税法或仍有变动，且公司自2021年完成奥公司股权收购即将满三年，或满足哈国10%预提股息税条件中“股份或参股权益的持有期超过三年”一项，奥公司预提股息税率后续或有下调可能。

3.2 生产成本有所抬升，成本曲线左侧造就充足盈利空间

原材料及MET税抬高生产成本，奥公司受硫酸价格成本波动较大。矿山单位生产成本由原材料、MET税(铀矿开采税)、矿山准备工作及摊销、人工成本和其他成本构成，2024年各单项成本分别占比25%/21%/22%/17%/15%，综合单位生产成本达到24美元/磅，同比上涨20%。铀矿开发新区块涉及矿体酸化，谢公司区块均已成熟、基本无酸化需求，奥公司中矿因其新矿特性成本较低但受硫酸价格影响，扎矿处于前期准备阶段亦有酸化需求且成本波动较大，结合各矿山特点分析成本上涨的主要原因，一是原材料和矿山准备工作及摊销受奥公司硫酸用量及价格大幅提升影响，分别同比增69%和14%；二是MET税跟随销售收入同步上涨，同比增长36%；三是人工成本受普调人工工资影响同比增长18%。

2025年硫酸价格或继续上涨，2027年供应紧缺或有所缓解。当前全球硫酸呈供需宽松格局，但伴随下游金属堆浸需求快速提升，远期硫酸供应或逐步趋紧，价格或继续上涨。以印尼为例，2024年其湿法镍冶炼项目合计投产产能近40万吨，新增硫酸需求超过1000万吨，2025-2027年仍有合计40万吨规划产能，其高速增长的硫酸需求也将对国际硫市场贸易格局产生影响。仅哈萨克斯坦来看，2022年以来其硫酸供需缺口持续，进口主要依赖俄罗斯，2024年哈原工因硫酸供应不足调减产量计划，2025年因项目延期及缺乏硫酸将产量计划由3.05-3.15万吨铀下调至2.50-2.65万吨铀，因此2025年哈国硫酸紧缺问题或依然存在，矿山成本承压。哈国硫酸产能建设方面，哈萨克斯坦冶炼公司计划于2026年底推出一个产能350-440万吨/年的硫酸生产车间，瑞士最大国际矿物肥料制造商EuroChem在哈萨克斯坦江布尔州建设产能80万吨/年的硫酸厂，至2027年哈国硫酸供应紧缺或有所缓解。

2025年MET税率由6%上调至9%，2026年谢、奥公司税率有望下降。根据哈原工2024年7月10日发布的公告，哈萨克斯坦政府7月1日发布税法修正案，铀矿开采税(MET税)税率2025年从2023年1月1日开始执行的6%上调至9%；2026年及以后，MET税率分为“根据地下资源使用协议(Subsoil Use Agreement)下的铀矿年产量确定的基础税率”和“根据现货加权平均价格确定的附加税率”，基础税率介于4%-18%，附加税率介于0.5%-2.5%，最终MET税率为基础税率与附加税率之和，税额为公开现货加权平均价格×年产量×MET税率。就谢、奥公司矿山而言，2025年MET税率均上调3pct至9%，2026年不考虑附加税率，谢、伊、中、扎矿年产量所对应的基础税率分别为4%/4%/9%/4%，较2025年显著降低。（注：伊矿2023年产量569tU，但考虑2025年后产量或有下降，我们预计2026年产量在500tU以下，对应基础税率4%。）

谢、奥公司成本管控较好增幅有限，持续受益低成本造就的充足盈利空间，MET税率上调有望支撑铀价。公司在哈铀矿均采用原位地浸（ISR）开采方式，相较露天开采、地下开采的传统方式，ISR成本优势显著，加之在哈萨克斯坦的迅速发展，使其成为近年来的主流开采方式，2024年全球产量份额达到54%，同时也使哈原工多数矿山成本处于全球矿商成本前1/4梯队，且远低于当前天然铀现货价格。展望2025年，硫酸价格上涨及MET资源税率上调或将进一步推高谢、奥公司生产成本，但考虑公司同业中成本较低，且人工成本管控良好、其他成本有所下降，预计整体增幅有限。此外，MET税率上调一方面抬升行业成本中枢，另一方面不考虑铀价上涨情况下或降低矿山提产意愿，加剧天然铀供给紧缺，有望对铀价形成支撑。

4 贸易板块：自产贸易售价提升，业绩有望加速上行

贸易收入规模持续增长，毛利率受价差收窄影响有所下滑。销量方面，公司自产贸易包销量近年平稳在1300tU左右，据最新销售框架协议，2026-2028年包销量将达到1438/1617/1598tU；国际销售公司销量波幅则较大。收入方面，自2019年收购英国国际销售公司后，贸易收入进入持续增长阶段；2022年受俄乌冲突和美联储加息影响，现货市场价格剧烈波动，融资成本上涨，公司为避免存货平均成本上涨过快，降低年内采购及销售量；2023年以来，铀价进入加速上涨阶段，虽然贸易收入大幅增长，但因自产贸易售价和成本出现倒挂、国际销售公司贸易价差收窄，业务毛利率整体呈逐年下滑趋势。

4.1 自产贸易：新协议充分受益铀价上行，助力业绩释放

自产贸易新定价机制基准价格和递增系数、现货价占比、销售上限均提升。公司拥有谢、奥公司49%产量的包销权，以“98%现货价格(SP)”自谢、奥公司采购，再向控股股东中广核铀业发展公司销售，价格机制每3年制定一次。2023-2025年价格机制中，厘定的基准价格分别为61.78、63.94、66.17美元/磅U3O8，但伴随铀价快速上涨，2024年实际现货均价已大幅高于基准价格BP，从而导致公司自产贸易售价、成本倒挂出现亏损。公司2025年6月公告与中国铀业发展公司签订2026-2028年销售框架协议，新协议有以下亮点：

Ø 基准价格及年度递增系数上调，体现价格上涨预期。公司参考TradeTech《2025年铀市场研究：第一期》中2026-2028年长期参考价格每磅天然铀99.33美元，以及UxC《铀市场展望：2025年第一季度》中2026-2028年高长期价格预测每磅天然铀89.11美元的均值，将新三年基准价格厘定94.22美元/磅U3O8，年递增系数由3.5%上调至4.1%，由此计算2026-2028年公司基准价格分别为94.22、98.08、102.10美元/磅U3O8。

Ø 现货价占比由60%上调至70%，业绩弹性增强。新协议中定价公式由“40%基准价格(BP)+60%现货价格(SP)”调整为“30%基准价格(BP)+70%现货价格(SP)”，现货价占比提升将使得公司销售价格更贴近现货市场，从而充分受益铀价潜在上涨趋势，提升业绩弹性。

Ø 销售上限预留额外缓冲，充分考虑潜在资源量提升。新协议中预计谢、奥公司在产铀矿2026-2028年包销量为1438/1617/1598tU，较2024年实际包销量1294 tU明显提升。此外，公司考虑潜在铀资源投资机会，在年度销售上限中预留600tU/年的额外缓冲，充分体现公司未来成长属性。

中广核集团核电装机加速增长，公司自产贸易需求稳定。截至2025年4月，中国广核电力公司在运核电机组28台，在建机组20台，总装机容量56.02GW，占全国在运、在建和核准核电机组装机容量49.6%。据中广核电力指引，2025-2030年公司在运装机容量有望从33.0GW提升至41.5GW，年均新增约1.69GW，据中国原子能出版社《核燃料循环》一书，新建核电厂1GW压水堆核电机组初装料需天然铀当量400吨，测算中广核电力每年新增约676tU铀矿需求。公司长期为中广核电力供应铀资源，下游需求加速增长下，公司天然铀销售有稳定支撑且有望同步放量。

4.2 国际贸易：攻守兼备，价差有望改善

国际贸易攻守兼备，贸易量及新签销售合同增长。公司国际贸易业务大部分采销两端同时锁定，赚取稳定价差，同时保留部分未锁定业务以通过铀价上涨获利，目前客户结构包括亚洲、欧洲和北美。2023-2024年，国际销售公司贸易量分别实现5670/4593tU，同比+85.6%/-19.0%；2023-2024年，年度累计新签销售合同5423/6049tU，同比+40.5%/+11.5%，为未来利润奠定基础。

国际贸易业务价差有所收窄，负债及业务结构优化下有望改善。2022年以来，公司国际贸易价差有所收窄，从2022年1.4美元/磅降至2024年0.9美元/磅，主要由于采购成本与合同售价间存在时间错配，伴随前期低价订单逐步执行完毕，公司已签订尚未交付的销售合同售价已经由2023年56.78美元/磅提升至77.52美元/磅。公司国贸业务以自有资金和贷款开展，因此负债规模随业务需求波动，近年业务扩张及加息背景下，债务规模及资金成本有所上升，未来公司将通过压降长期借款规模等方式进一步优化负债结构以降低融资成本，同时减少价差较小的长线业务，从而保障贸易业务盈利。

5 盈利预测与投资建议

5.1 盈利预测假设与业务拆分

公司盈利主要来自两部分：1）天然铀自产贸易和参股矿山投资收益：公司持有哈原工旗下谢、奥公司各49%股权，以98%现货价格自哈原工采购天然铀，2023-2025年以“40%基准价格+60%现货价格”、2026-2028年以“30%基准价格+70%现货价格”向控股股东销售。同时，公司以49%的股权比例从谢、奥公司获取投资收益。由于2023-2025年制定的销售基准价格较低，现货铀价上涨导致公司成本、售价出现倒挂，从而自产贸易录得负毛利，投资收益的增厚对冲贸易业务亏损并使公司实现盈利增长；新三年销售协议大幅上调基准价格，将有效改善采销价差，叠加投资收益继续增厚，公司业绩有望明显提升。2）天然铀国际贸易：国贸业务采取背靠背模式，力争赚取稳定价差，近年虽价差有所收窄，但对公司利润不构成显著影响。我们作出如下盈利预测关键假设：

1）天然铀自产贸易和参股矿山投资收益：

包销量：如前文所述，我们预测2025年公司参股矿山产量及对应包销量同比平稳，结合新三年销售协议中的包销量指引，我们预测2025-2027年分别为1300/1438/1617tU。

售价：现货铀价方面，2023年以来，现货铀价加速上涨，25H1有所回落，当前已重回上行通道，我们预测2025-2027年现货铀价中枢分别为75/80/90美元/磅U3O8。根据销售框架协议，2025-2027年自产贸易基准价格分别为66.17/94.22/98.08美元/磅U3O8，根据现货价假设及销售定价公式测算自产贸易平均售价分别为71.47/84.27/92.42美元/磅U3O8。

成本：公司采购铀矿价格为市场现货价格98%，通过对历史年份数据进行拟合，我们采用现货铀价98%的0.97倍率进行预测，2025-2027年平均销售成本为71.30/76.05/85.55美元/磅U3O8，对应的单位毛利分别为0.17/8.22/6.87美元/磅U3O8，2025年基准价格存在倒挂，但受益全年铀价中枢下移带来成本端改善，单位毛利有望转正，而2026年及以后，贸易价差或将大幅扩大。

投资收益：谢、奥公司收入端即为公司自产贸易成本端，跟随现货价波动，而从矿山成本来看，硫酸价格上涨及MET税的提升将进一步抬升生产成本，因此2025年铀价中枢下移背景下，我们预测公司矿山投资收益或同比下降，2026年及以后量价齐增将有效对冲成本上移，并进一步增厚收益，我们预测2025-2027年公司权益性投资损益为7.55/10.26/12.98亿港元。

2）天然铀国际贸易：国际贸易平均售价参考2024年水平，采用与现货价格0.85倍率测算，2025-2027年分别为63.75/68.00/76.50美元/磅U3O8，假设伴随高成本货源逐步消化完毕、价差稳步改善，分别达到0.89/0.91/0.92美元/磅U3O8，则对应平均销售成本分别为67.09/75.58/79.81美元/磅U3O8。

5.2 估值分析和投资建议

考虑主要业务相似性，我们选取海外铀业公司哈原工、卡梅科和帕拉丁能源作为可比公司，2024-2027年平均一致预期PE为66/38/31/22倍，均高于中广核矿业。公司是东亚铀业贸易龙头，受益铀价上行及销售定价机制调整，业绩估值有望共振，我们预计2025-2027年归母净利润为5.39/9.94/12.09亿港元，对应EPS分别为0.07/0.13/0.16港元/股，对应2025年6月23日PE为32/17/14倍。首次覆盖，给予“推荐”评级。