“两碳目标”下铀资源的保障能力及应对策略

王成，宋继叶，张晓，蔡煜琦

（1.中国铀业有限公司，北京 100013；2.核工业北京地质研究院，北京 100029；3.中核铀资源与评价技术重点实验室，北京 100029）

众所周知，碳排放主要是二氧化碳的排放，大气中的二氧化碳排放量高了就会形成“温室效应”，加速两极的冰川融化，从而造成影响人类生存的全球性灾难。为了确保地球的环境恶化和气温升高速度小于我们预设，世界上主要经济发达和碳排放大国都提出了自己的碳减排目标。欧盟将其2030 年减排目标提高到60%，并提出2050 年整体实现碳中和，日本和韩国宣布2050 年实现碳中和，美国在拜登当选总统后重返《巴黎协定》，承诺2050 年实现碳中和。

2020 年第75 届联合国大会和2021 年领导人气候峰会上，习近平主席代表中国政府宣布了我国“2030 碳达峰，2060 碳中和”及“2030 年非化石能源比重达25%左右”等目标，这是中国政府为履行国际义务向世界人民做出的庄严承诺，这将对我国未来经济和社会发展产生重大影响，并对发展方式提出了更高要求。

据统计，我国能源矿产资源燃烧占全部二氧化碳排放的88%左右，而电力行业排放又占能源行业排放的41%［1］。2020 年，中国电力供给结构中，化石能源火电发电量约占68%，非化石能源水电发电量约占18%、风电约占6%、核电约占5%、太阳能和生物质能约占3%。到2030 年和2060 年，非化石能源发电量占比分别达到45%～52%、83%～94%，非化石能源占一次能源消费比重分别达到27.5%～32%、80%～89%［2］。

核电全生命周期的二氧化碳排放量仅为煤电的1%，与水电、风电基本相当，明显低于太阳能发电；具有能量密度高、单机容量大以及能够提供持续稳定服务的特点，是快速改变能源结构、降低电力市场碳排放的理想选择［3］。

1 “两碳目标”对核电发展的要求

1.1 全球核电运行和建设概况

据世界核学会（WNA）数据［4］，截至2020年12月，全球共有442 座在运反应堆（分布在31 个国家），装机容量为3.93亿千瓦，有53座在建反应堆，装机容量为5 930 万千瓦；中国现有49 座在运反应堆，装机容量为4 750 万千瓦，有15 座在建反应堆，装机容量为1 610 万千瓦（表1）。

表1 全球及主要国家核电反应堆数量和装机容量（截至2020 年12 月）［4］Table1 Reactor units &nuclear capacities by country and world (as of December 2020)

据UxC 咨询公司数据［5］，截至2020 年11月，全球在运反应堆437 座，总装机容量4.1亿千瓦；中国在运核反应堆48 座，总装机容量4 605.7 万千瓦。

1.2 “两碳目标”下核电发展规模预测

据统计，全球有54 个国家（主要为发达国家）已实现“碳达峰”，其中，有核电装机的国家（除中国外）核电占比超过15%。

中国要实现“2030 碳达峰”，未来装机规模与核电发电量占比情况，不同的专家给出了不同的预测。罗琦指出［6］，为实现“碳达峰”，需争取到2025 年实现核电发电量占全国发电量的6%；到2035 年，核电在运装机规模达到1.8 亿千瓦，发电量占全国发电量的10%。张廷克分析［7］，预计到2025 年，我国核电在运装机规模将达到7 000 万千瓦左右，在建规模接近4 000万千瓦；到2035 年，我国核电在运装机规模将达到2 亿千瓦左右，发电量约占全国发电量的10%。中国要实现“2060 碳中和”，理论上推测届时核电发电装机规模将达到4～5 亿千瓦，按全国当年用电量20 万亿计，发电量占全国发电量的近15%～18%。总体来看，我国核电发展总量远大于目前世界其他国家的规模，其在世界核电总量中将有较大的占比。

2 核电发展对天然铀资源的需求

2.1 全球核电发展对天然铀的需求

1）据《红皮书》预测［8］，按低、高两个方案，全球核能发电量2025 年分别为3.64 亿千瓦和4.21亿千瓦，2030年分别为3.65亿千瓦和4.98亿千瓦，2035 年分别为3.53 亿千瓦和5.67 亿千瓦，2040 年分别为3.54 亿千瓦和6.26 亿千瓦（表2）。

表2 全球核能发电量各方案预测（2020—2040 年）［8］Table 2 Global nuclear power forecast scenarios,2020—2040

2）据UxC 预测［5］，按低、中、高3 个方案，全球核能发电装机2030 年分别为3.62 亿千瓦、4.2 亿千瓦、4.86 亿千瓦，2040 年分别 为3.41 亿千瓦、4.87 亿千瓦、6.71 亿千瓦（表3）。

表3 全球核能发电装机各方案预测（2020—2040 年）［5］Table 3 Global nuclear power forecast scenarios,2020—2040

基于UxC 咨询公司预测的结果，结合专家对2035年中国核电的装机容量最高为2亿千瓦［7］和最低装机容量为1.2亿千瓦［5］的预测，本文以2035年中国核电的装机容量1.5亿千瓦为中方案。根据压水堆每100万千瓦首炉装料折和需要天然铀当量400 t，年换料需要天然铀当量175 t计算天然铀需求量，以综合回收率70%计算天然铀资源消耗量。

预测结果表明：2025、2030、2035年和2040年全球核电对天然铀需求分别是6.98万tU、7.81万tU、8.50万tU和9.57万tU，累计天然铀需求分别是41.86万tU、79.29万tU、120.60万tU和166.21万tU；对天然铀资源量的消耗分别是9.98万tU、11.16万tU、12.15万tU和13.67万tU，累计天然铀资源量消耗分别是59.78万tU、113.25万tU、172.29万tU和237.43万tU（表4）。总体而言，核电对天然铀的需求基本处于不断上升趋势。

表4 2020—2040 年全球核电发展对天然铀需求和铀资源消耗预测Table 4 Uranium demand and consumption by global nuclear power,2020—2040

2040年以后，全球核电装机容量保持不变，按5.31亿千瓦计算，到2060年，全球天然铀累计需求达351.9万tU，铀资源量消耗502.7万tU。

2.2 满足“两碳目标”中国对天然铀的需求

同样在2035 年中案情形下，中国装机容量达到1.5 亿千瓦，核算中国2020—2040 年满足“两碳目标”电装机容量对天然铀的需求和消耗。预测表明，中国反应堆铀需求处于不断增长趋势，在2021 年对天然铀的需求将突破1 万tU，2025、2030、2035、2040 年和2060 年，对天然铀需求分别达1.2 万tU、1.9 万tU、2.8 万tU 和3.7万tU；预测对天然铀资源储量的消耗量2025、2030、2035 年 和2040 年分别是1.8 万tU、2.7 万tU、4.0 万tU 和5.3 万tU；至2025、2030、2035 年和2040 年对天然铀需求和消耗量分别累计为6.3 万tU 和9.1 万tU、14.6 万tU 和20.8 万tU、27.2 万tU 和38.9 万tU 以 及44.8 万tU 和64.0 万tU（表5）。

表5 2020—2040 年中国核电发展对天然铀需求和铀资源消耗预测Table 5 Uranium demand and consumption by China nuclear power,2020—2040

3 全球已查明天然铀资源特征

3.1 全球已查明天然铀资源分布特征

据《红皮书》统计［8］，截至2019 年1 月1日，全球已查明常规铀资源量（可回收资源）为807 万tU，远景资源量还有1 千多万吨（表6）。可以说全球铀资源具有总量较大，但分布不均衡、集中度较高的特点。铀资源主要分布在澳大利亚（25.39%）、哈萨克斯坦（12.01%）、加拿大（10.82%）、俄罗斯（8.20%）、纳米比亚（6.25%）、南非（5.55%）、尼日尔（5.44%）、巴西（3.43%）、中国（3.34%）、印度（2.43%）、乌克兰（2.32%）、蒙古（1.78%）及乌兹别克斯坦（1.64%）等13 个国家，合计约占全球铀资源总量的88.6%；全球已查明常规铀资源量成本小于40、80、130 和260 美元/kgU 的差别较大。从资源总量角度看，全球铀资源可以满足全球未来核电100 多年发展需求。

表6 2019 年全球主要铀资源国家已查明资源量（截至2019 年1 月1 日）［8］Table 6 Identified recoverable resources by major countries (as of 1 January,2019)

全球天然铀生产主要由少数几个国际化公司控制，其撑控了世界上主要的已探明地质储量和矿产地，生产矿山主要集中在几个核电不发展的国家中。据UxC 咨询公司数据统计［9］，2019 年世界排名前3 的产铀公司分别是Kazatomprom、Cameco 和 Orano（表 7）。Kazatomprom 公司控股了哈萨克斯坦大部分在运铀矿山，这些铀矿山的产能达到了21 841tU，全球中占比24.5%；Cameco 公司控股了加拿大产量最大的Cigar Lake 矿山和计划中的McArthur River 矿山以及美国计划中的Smith Ranch-Highland矿山，3座铀矿山产能18 654 tU，全球中占比20.9%；Orano 公司控股的矿山分布在哈萨克斯坦、蒙古和尼日尔，其中蒙古的矿山为计划中的矿山，其他为在运矿山，产能为9 050 tU，全球中占比10.2%；其他排名第4至第10 位的公司依次为ARMZ、Swakop Uranium、Uranium One、BHP、Rio Tinto、Energy Fuels Inc 和Navoi MMC，控股矿山合计占全球产能的34.8%。

表7 世界主要产铀公司及其控股矿山情况一览表（据2019 年控股矿山产能排序）［9］Table 7 Worldwide major uranium producing companies and their holding mines (ranked by capacity of holding mines)

从资源供应国与需求国分布来看，二者存在明显“分离”特征，天然铀的主要生产国不是天然铀的消费国，而核电大国的天然铀主要依靠他国供应。据UxC 咨询公司数据统计［5］，2020 年全球的天然铀产量为4.7 万tU，主要分布在哈萨克斯坦（40.9%）、澳大利亚（12.9%）、纳米比亚（11.1%）、加拿大（8.2%）、乌兹别克斯坦（7.1%）和尼日尔（6.7%）等国家。2020 年全球核电在运反应堆442 个，装机容量共计39 289 万千瓦，主要分布在美国（25%）、法国（16.1%）、中国（11.7%）、日本（8.1%）和俄罗斯（7.4%）等国家（表8）。

表8 2020 年全球天然铀生产和核电发展情况［4-5，10］Table 8 Worldwide uranium production and nuclear power development,2020

3.2 全球铀资源类型与开发方式

全球铀资源具有类型多，开采方式多样，资源总量和经济性差异较大的特征。据《红皮书》统计［8］，全球已查明的常规铀资源类型就有10 多种，铀矿类型主要为：元古代不整合面型（Unc）、砂岩型（Sst）、多金属铁氧化物角砾岩杂岩型（PBx）、古石英卵石砾岩型（PQPC）、花岗岩型（Gran）、变质岩型（Met）、侵入岩型（Int）、火山岩型（Volc）、交代岩型（Mso）、表生型（Surf）、碳酸盐型（Carb）、坍塌角砾岩筒型（CBx）、磷酸盐型（Pho）、褐煤型（LigCo）、黑色页岩型（Bsh）或未详细说明的。但储量较大的主要集中在5 种中，而经济性较好的主要有3 种。截至2019 年1 月1 日，全球已查明铀资源按矿床类型进行统计，其中已查明的砂岩型（Sst）（28.4%）铀资源占据了所有回收成本级别资源的最主要位置，其次为多金属铁氧化物角砾岩杂岩型（PBx）（18.6%），排名第3 位的是元古代不整合面型（Unc）（12%）（表9）。

全球铀资源开发方式包括常规方法、地浸、堆浸或其他未详细说明的，开采方式多样。

在对比已查明资源的不同回收成本级别的统计中，在高成本（＜260 美元/kgU 和＜130 美元/kgU）的统计中常规地下开采方法（51%）是全球铀资源最主要的开发方式，其次为常规露天开采（17%）和酸法地浸（16%）；而在低成本（＜80美元/kgU 和＜40 美元/kgU）的统计中，酸法地浸（46%）则是最主要的开发方式，其次为常规地下开采（35%）和常规露天开采（6%）（表10）。

3.3 全球铀资源的质量状况

全球铀资源的质量状况具有低成本总量有限，高度集中在少数国家的特征。据《红皮书》统计［8］，截至2019 年1 月1 日，＜40 美元/kgU 的铀资源全球中占比13.4%，主要分布在哈萨克斯坦（49.1%）、加拿大（24.1%）、巴西（12.8%）、中国（8%）和乌兹别克斯坦（5.1%）等国家；＜80 美元/kgU 的铀资源全球中累计占比24.9%，主要分布在哈萨克斯坦（35.9%）、加拿大（13.4%）、南非（11.4%）、巴西（11.4%）和中国（7.7%）等国家；＜130美元/kgU的铀资源全球中累计占比76.2%，主要分布在澳大利亚（27.5%）、哈萨克斯坦（14.7%）、加拿大（9.2%）、俄罗斯（7.9%）、纳米比亚（7.3%）和南非（5.2%）等国家。

澳大利亚占据了世界铀资源的主导地位，全球回收成本＜130 美元/kgU 的级别中的已查明铀资源27.5%和最高成本＜260 美元/kgU 的级别中的已查明铀资源中25.4%均集中在澳大利亚；哈萨克斯坦位居全球第2 位，拥有回收成本＜130 美元/kgU 和＜260 美元/kgU 这两种级别中已查明铀资源分别占世界总量的14.7%和12%（表11）。

表11 2019 年全球已查明资源量经济性及国家占比［8］Table 11 Economy and proportion of global identified resources,2019

据UxC 统计的数据［9］，2019 年全球在产的矿山共计36 座，开发方式以地浸为主，少部分为常规露天和地下开采，总资源量为183 万tU，总产能为7.9 万tU/年（表12）。其中生产全成本＜40 美元/kg 的在产矿山共13 座，资源量为73万tU，占在产矿山总资源量的40%，产能约为3.0 万tU/年，占总产能的38%；生产全成本40～80 美元/kg 的在产矿山共10 座，资源量为37 万tU，占在产矿山总资源量的20%，产能约为2.0万tU/年，占总产能的26%；生产全成本80～130美元/kg的在产矿山共11座，资源量为63万tU，占在产矿山总资源量的35%，产能为2.7万tU/年，占总产能的35%；生产全成本＞130 美元/kg 的在产矿山仅两座，资源量为9.8 万tU，占在产矿山总资源量的5%，产能为0.17 万tU/年，占总产能的2%。

表12 世界在产矿山产能及基本情况一览表（据矿山全成本排序）［9］Table 12 Production capacity and basic information of worldwide mines in production (ranked by total cost)

3.4 全球铀资源产销情况

天然铀生产主要集中在哈萨克斯坦、加拿大、澳大利亚、纳米比亚、尼日尔、俄罗斯和乌兹别克斯坦等7 个国家（图1）。天然铀产量受控于铀需求量的变化，据UxC（2019，2020）［9-10］和《红皮书》（2009，2018）［11-12］统计，2006 年以来，全球天然铀需求量处于上涨趋势，导致铀价格不断上升，刺激矿山增产，全球天然铀产量处于稳定增长趋势，2006 至2016 年由4 万tU增长至6.2 万tU；由于2011 年福岛核事故和全球金融危机等因素长期影响，导致市场铀价格降低并长期低迷，逐渐对矿山的生产产生负面影响，2016 年全球天然铀产量开始下降，至2020 年产量仅4.7 万tU（表13）。

图1 全球主要产铀国生产情况Fig.1 Bar chart showing worldwide uranium production

表13 全球和哈萨克斯坦天然铀生产历史和现状［9-12］Table 13 Worldwide and Kazakhstan Uranium production history and status

哈萨克斯坦是全球最大的铀生产国，拥有全球12%的已查明铀资源量，其天然铀年产量与全球产量变化趋势基本一致。据《红皮书》统计［8］，至2019年1月1日，哈萨克斯坦成本低于260美元/kgU 的已查明常规铀资源量为97万tU；据WNA公布的数据［4］，其中可地浸的铀资源量为72 万tU。哈萨克斯坦现有矿山大部分以地浸方式进行铀资源生产，WNA预估其产能为2.5万tU/年，以此估算哈萨克斯坦现有可地浸资源量可保障至2048年有序的铀生产活动。

从全球历史天然铀产量和需求量来看，2006 年以来，全球天然铀产量处于稳定增长趋势，占世界总需求的比例自2006 年开始稳步上升，2015 年达到最高为98%的占比，之后逐年降低至2019 年的80%。

据QYReaserch 的调研数据分析［13］，全球生产的铀资源按照市场应用的销售渠道有3种：核电、军事武器和其他。其中以核电发电为主要销售渠道，每年约有98%的天然铀销售至核电发电市场，2020 年核电市场的销售量为6.5 万tU；其次为军事武器的销售渠道，一般存在涉核军事的国家，例如美国和俄罗斯等国家，本国生产的天然铀供应军事核需求，全球每年共计约有不到1%的天然铀销售至军事武器市场，2020 年的销售量为649 tU；每年约有1%左右的天然铀销售至其他市场（具体未知），2020 年销售量为728 tU（表14）。可见，全球铀资源用途较为单一。

表14 全球不同应用铀销售量及市场份额［13］Table 14 Worldwide uranium sales volume and market share of different applications

4 天然铀供需情况对核电发展影响

4.1 天然铀供需基本特点

一方面，核电对天然铀的需求主要取决于装机容量的发展，也受其他因素影响，包括反应堆负载系数、燃料的循环周期、浓缩丰度、尾料丰度、燃耗及燃料类型（如MOX 燃料）等，本文对天然铀需求的分析主要基于UxC 公布的数据和专家预测的数据，就核电装机容量分析天然铀供需情况。

另一方面，天然铀供给主要由一次（初始）铀源供给和二次铀源供给两部分构成。一次铀源供给主要基于对全球在产矿山铀产量的预测，二次铀源供给主要考虑全球政府储备、浓缩铀工厂二次铀源供给、商业库存、核燃料“银行”、混合氧化物燃料（MOX）和贫铀尾料再浓缩（RepU）。其中，二次铀源供给在铀市场中持续占有重要地位，其供给量占天然铀供给总量的25%～30%。据UxC、IAEA 等机构的统计［8-9］，全球保有二次铀源供给量约为61～63万tU 的天然铀当量。

在理想状态下，当一次铀源供给不足时，二次铀源会释放到市场，补齐相应的部分，总体上不会出现供给不足的情况。但是，由于铀资源的战略性和特殊性，其供需市场受各国政策倾向、大国关系，以及突发状况（例如新冠疫情爆发）的影响。

UxC 对一次铀源和二次铀源2021—2035年的供给量进行了预测（表15），其结果显示：每年的铀供给量均存在一定供需缺口，随着核电的积极有序发展，其供需缺口在逐渐增大。到2030 年一次铀源的天然铀供给量为5.0 万tU，二次铀源的天然铀供给量为0.76 万tU，2030 年全球天然铀总供给量为5.7 万tU，相对当年核电7.8 万tU 天然铀的需求量存在2.1 万tU 天然铀的供需缺口，按照市场规律，该部分缺口应由全球保有的二次铀源来供应。

表15 全球天然铀供给预测和供需关系［10］Table 15 Worldwide uranium supply forecast and supply-demand relationship

第三方面，铀资源主要生产地与使用地相距较远，需要大量跨境运输。当前全球天然铀生产排名前6 位的哈萨克斯坦、澳大利亚、纳米比亚、加拿大、乌兹别克斯坦和尼日尔等国，年均供应全球87%的天然铀来满足核电运行需要，其中除加拿大有少量的重水堆外，其余各国均无核电运行和在建。而核电发展居前10 位的国家——美国、法国、中国、日本、俄罗斯、韩国、加拿大、乌克兰、英国、德国，除俄罗斯、加拿大铀资源能自给外，其余均需要他国供应。

由此可见，全球天然铀供需具有需求牵引、政治影响，原矿为主、二次为辅，以及异国生产和跨境运输的基本特点。

4.2 实现我国“两碳目标”可持续发展的支撑能力

天然铀是核电发展的基础和粮食，安全可靠、持续稳定的天然铀保障能力是核电高效发展，平稳运行的重要保障。我们不仅要能拿得到天然铀，更要能拿回和用得起。也就是说，我们不仅要有充足的天然铀资源，而且要能经济性的拿回来，更要能安全运回来。因此，对天然铀保障核电发展的数量和品质及运输提出了新的要求。

4.2.1 天然铀对全球核电发展保障的量和质

至2030 年，从需求侧来看，全球核电反应堆装机容量达到4.35 亿千瓦，反应堆天然铀需求达到7.8万tU，当年相应的铀资源消耗量约为11.2万tU；自2021—2030 年，10 年间天然铀累计铀资源消耗量103.4 万tU，天然铀累计需求量约为72 万tU。就供给端而言，全球已查明资源回收成本＜80 美元/kgU（计36.32 美元/磅）的资源量约201 万tU，回收成本＜40 美元/kgU（计18.16 美元/磅）的资源量约为108 万tU。由此可见，回收成本40～80 美元/kgU 的铀资源，从已查明资源“量”上完全可以满足核电发展至2030 年的需求。而从资源的“质”上来看，截至2019 年，生产成本小于80 美元/kgU 的在产矿山，资源量为110万tU，10年合计总产能约50 万tU。在这种情况下，小于80 美元/kgU 的矿山即使全产能生产，与72 万tU 的核电天然铀需求仍存在约22万tU 的供需缺口，缺口一方面可从“二次铀源”“通道”补充约13 万tU，再从通过在产矿山扩大现今1.4 倍产能补充约9 万tU，或者另一方面仅通过扩大现有矿山的1.8倍产能“通道”获得，第三方面，还可以通过与80～130 美元/kgU 矿山组合生产“通道”来实现。

总体来看，至2030 年满足核电发展的“量”上有保障，从“质”上亦能保证低于或80 美元/kgU 上下的相对低成本供给。2016—2020 年，近5 年平均铀价为73美元/kgU（计33美元/磅），在供给“质”和“量”均有保障的情景下，至2030 年前，在无大的政策、政治或突发事件冲击的情景下，铀价预计将稳定在93～115 美元/kgU（42～52 美元/磅）。

至2040 年，从需求侧来看，全球核电反应堆装机容量将达到5.31 亿千瓦，反应堆当年天然铀需求达到9.6 万tU，当年相应的铀资源消耗量约为13.67万tU；自2031—2040年，10年间天然铀累计铀资源消耗量124.2 万tU，天然铀累计需求量约为89 万tU。就供给端而言，至2030 年，全球已查明资源回收成本＜80 美元/kgU（36.32 美元/磅）的资源量10 年间将消耗100 万tU，剩余的约100万tU，从资源“量”上还可以支撑核电发展8 年左右，不足的将从回收成本80～130 美元/kgU（59 美元/磅）的资源量上补充，而该回收成本区间的已查明资源量约为415 万tU。由此可见，保守估计2035 年前，回收成本40～80 美元/kgU 的铀资源，从已查明资源“量”上可以满足核电发展需求，2035—2040年后需要开发一定量的回收成本80～130 美元/kgU 的铀资源来补足。

从资源的“质”上来看，生产成本小于80美元/kgU 的在产矿山的资源在30 年前若全产能生产已有资源将基本“消耗完”，若考虑二次铀源和其他成本资源的组合生产，维持现有产能和效率的情况下，低成本矿山的总产能的一半左右也将“消耗完”，剩余总产能（20～25）万tU，因此，无论上述哪种情况，均需80～130 美元/kgU 的在产矿山的产能来支撑。截至2019 年，生产成本80～130美元/kgU 的在产矿山资源量为63 万tU，5 年间总产能为13.5 万tU。小于80 美元/kgU 的在产矿山剩余产能以及80～130 美元/kgU 在产矿山产能合计约38.5 万tU，基本可以满足2031—2035 年核电发展对天然铀的需求（约41 万tU）；若有不足，或一些突发情况，二次铀源“通道”可以再次“开启”（2031—2035年，二次铀源预计可以释放3.5万tU），而2035 年后，80～130 美元/kgU 成本的矿山将成为支撑核电发展的“主角”。

由此可见，2031—2035 年，铀价将稍有走高，预计为115～121 美元/kgU（52～55 美元/磅）。

2035—2040 年，5 年累计消耗天然铀资源65万tU，累计天然铀需求约46 万tU。80～130 美元/kgU 的在产矿山在全产能生产情况下，至2035 年资源量还剩余约50 万tU，与此间的天然铀需求量保持平衡，“量”上可以基本满足核电发展；“质”上，若这5年维持产能不变的情况下，可以提供13.5万tU 的产能，不足的部分依然有3个“通道”，即二次铀源补充（3.5 万tU）、扩大现有产能，生产成本大于130 美元/kgU 的矿山投产。预计2035—2040年，铀价介于121～143美元/kgU（55～65美元/磅）。

至2040 年，预计20 年间将累计消耗铀资源量228 万tU，回收成本小于130 美元/kgU 的已查明铀资源理论上可剩余380 万tU，若按每年消耗12 万tU 计算，从“量”上还可以持续供应30 年；至2060 年，天然铀累计需求约160 万tU。但是，从“质”上来看，2040 年后，小于130 美元/kgU 的在产矿山产能还有36.5 万tU 剩余，其余约120 万tU 的缺口一方面或者由将大于130 美元/kgU 的矿山产能补充，另一方面二次铀源“通道”补充、或者通过闭式循环、离心机分离功提高“通道”补充。

4.2.2 天然铀对我国核电发展保障的量和质

为实现“两碳目标”，我国需要积极有序推进核电发展，其对天然铀的需求总体处于逐步上升趋势。

至2030 年，中国核电装机容量预测达到1.0亿千瓦，反应堆天然铀需求约为2.0 万tU，相应的铀资源消耗量为2.8 万tU，2021—2030 年累计铀资源消耗量约为20 万tU。截至2019 年1 月1 日，回收成本小于40 美元/kgU 中国已查明资源量约8.6 万tU、回收成本小于80 美元/kgU 中国已查明资源量约15.4 万tU，这两种成本的已查明铀资源从“量”上可以保障核电发展的需求。

至2040 年，中国核电装机容量达到1.9 亿千瓦，反应堆铀需求约为3.7 万tU，相应的铀资源消耗量为5.3 万tU，2031—2040 年累计铀资源消耗量约为38 万tU。截至2019 年1 月1 日，回收成本小于130 美元/kgU 中国已查明资源量约25 万tU，小于260美元/kg的约为27万tU，“量”的保障上存在缺口；同时，以2020 年中国的目前的铀产量预测，2021—2040累计产量约为4万tU。由此可见，“碳达峰”后，为保障核电发展，我国无论是从资源“量”上、还是生产上均存在较大缺口，从国际市场补足、或者推动闭式循环、提高离心机分离功成为支撑核电发展的必经之路。

4.3 构建“四位一体”天然铀保障体系

“四位一体”天然铀保障体系，即“产-贸-储-运”“四位一体”。其中，“产”是指：加大国内勘探力度，尽快摸清国内家底，建立国内一定规模的生产能力，这是支撑走出去，获取国外资源的基础；同时，积极利用矿权合作，草根项目勘查和成熟项目收购获取海外铀矿资源和天然铀的供应。两者互相联动，形成自已能掌控产品供应方式。这是四位一体的核心。“贸”是指：与国际主要天然铀生产商签定长协合同，锁定天然供应，实现稳定供应渠道。积极与生产商和和贸易商建立天然铀联盟，实现长期稳定的贸易渠道。“储”是指：加大储备，构建国家、企业两级储备体系。

“运”是指：建设跨境运输的国际化物流体系，形成稳定的天然铀运输通道。

近15 年来，我国打通了与世界5 大产铀区域之间的天然铀国际物流通道，分别为：中亚（哈萨克斯坦和乌兹别克斯坦）-中国阿拉山口口岸、澳洲（澳大利亚）-中国上海港/湛江港、非洲（纳米比亚和尼日尔）-中国上海港、北美洲（加拿大）-中国上海港、欧洲（俄罗斯）-中国满洲里口岸。形成海、陆两类，相互补充的天然铀国际运输通道。为我国海外生产和贸易的天然铀运回国内和第三国用户提供安全稳定服务。目前，为我国提供天然铀等核材料运输的船公司分别有法国的达飞轮船（服务于罗辛铀矿天然铀海运）、新加坡的太平船务（服务于湖山铀矿海运）和中国的中国远洋（服务于中国原子能浓缩铀和组件海运）。

未来构建国际海运体系有保障。首先，外籍船公司多样化。鉴于船舶危险货物适装证书（第七类）分为常备证书和单航次证书，目前达飞轮船下属的船舶为常备证书，建议借助香港在亚洲地区重要海上枢纽的地位，依托中核国际对丹麦的马士基航运（优势航线北美洲）、瑞士的地中海航运（优势航线非洲）、新加坡的太平船务（优势航线北美洲和非洲）等国际知名船公司开展危险货物海运调研，扩大天然铀国际海运船公司供应商可选范围，进一步稳定天然铀远洋运输通道。

其次，联合培养国有海运力量。中国远洋为世界第三大国际海运船公司，是国资委直管的大型国有企业，拥有丰富的危险货物运输经验，优势航线覆盖澳洲、北美洲和非洲，建议“十四五”期间，由中核国际借助罗辛权益产品回购契机，与中国远洋携手合作，共同打造我国天然铀国际海运力量。

第三做好国际保险。建议联合中国远洋和中核长安（中核集团保险经纪公司）开展国际海运保险调研，为打造我国天然铀国际海运力量做好风险管理。

5 结论

1）全球铀资源储量和前景能够满足“碳减排目标”下核电发展的需要

①资源总量够。全球已查明常规铀资源（可回收）小于130 美元/kgU 为615 万tU；已查明常规铀资源（可回收）小于260 美元/kgU 为807 万tU，加上非常规铀资源，潜力巨大。

②资源潜力大。全球仍有相当一部分铀矿勘查程度低，甚至是空白区，因此，铀矿找矿潜力较大。

③资源需求较弱。从核电发展来看，核电上升的幅度不会太大。到2040年全球装机容量5.31亿千瓦，累计需要天然铀166.2 万吨、铀资源消耗量为237.4 万吨。2060 年，累计需要天然铀351.9万吨、铀资源消耗量为502.7 万吨。

2）我国核电发展所需的天然铀在“两碳目标”下供应是安全稳定的

至2030 年，我国核电装机容量预测达到1 亿千瓦，累计需要消耗铀资源约20 万吨。从2016—2020 年，平均铀价33 美元/磅，预计到2030 年，在无大突发事件冲击情况下，铀价将稳定在42～52美元/磅，是买得到的；当前已形成了国内＋国外生产格局，近15 年来，也打通了与世界5 大产铀区域之间的天然铀物流通道，是运得回的；按照当前和未来对天然铀价格的预测，不会有太大的波动。因此，我国核电发展所需的天然铀供应是安全稳定的。

3）构建新时代“四位一体”的天然铀保障体系是实现安全稳定供应的重要举措

产：形成国内、国外生产，构建多途径、多方式供应模式；

贸：锁定天然铀供应商，建立天然铀联盟，实现长期稳定的贸易渠道；

储：加大储备，构建国家、企业两级储备体系；

运：建设跨境运输的国际化物流体系，形成稳定的天然铀运输通道。