核反应堆的主要燃料为铀-235，其从开采到装入核反应堆发电之间需经过多重步骤处理，主要包括：铀采冶、转化、浓缩、燃料制造及发电，这些环节由专业化公司铀矿厂、转化厂、浓缩厂和燃料组件制造厂开展。
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转化厂是专业从事将天然铀转化为六氟化铀的工厂，全球五家转化厂满足了全球主要的天然铀转化需求，包括：Cameco、ConverDyn、Orano、Rosatom、中核集团下属企业。根据wna数据，2022年产能分别为12500、7000、15000、12500、15000tU。
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浓缩厂是专业提供铀同位素分离浓缩服务的工厂，其产能以分离功度量。全球共有四家铀浓缩厂商，分别为 Orano、Rosatom、Urenco以及中核集团下属企业，根据WNA数据，2022年产能分别为7500、27100、17900、8900 SWU/yr。
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核燃料组件设计制造与采矿、转换和浓缩不同，由于其被应用的不同核电反应堆的设计具有独特性和不可替代性，因此核燃料组件是一种高度定制化产品，市场流通性很低。
天然铀环节：短期来看，天然铀维持紧平衡状态，中长期看，天然铀的供需缺口或将逐步放大。短期内，需求弹性相对有限，但供给可能会受到地缘政治因素影响。
铀转化环节：根据WNA预测，目前全球产能已经难以满足当前需求，到 2040 年，缺口可能将达到约30000吨铀。
铀浓缩环节：短期供过于求，但是由于产能主要集中在俄罗斯，同时中国增长主要用于满足自身需求，地缘政治因素影响可能会导致欧美国家出现供不应求。
历史上经历了两轮大牛市。第一轮牛市从1973年1月到1978年5月，持续5.3年，铀价格上涨629%，起因是由于1973年的石油危机后，新建核电站441座，开始下滑则是在1979年美国三哩岛核事故之后，引发公众恐慌，以及导致核能发展的停滞。
第二轮牛市从2000年12月到2007年6月，持续6.5年，铀价格上涨1801%，最高价格达到135美元/磅，主要伴随着21世纪出的大宗商品超级周期，2007全球金融危机结束了这一超级周期。
过去六十年，铀价呈现牛短熊长的特点,大部分时间与油价走势趋同。第一轮牛市从73年上涨至78年，主要是由于第一次石油危机，油价上涨四倍，全球寻找替代能源带来的，核电站建设虽然在80年代达到顶峰，但是由于核电企业一般会提前储备足够多的铀，70年代的采购透支了部分80年代的铀的需求，80年代铀依旧维持供过于求，因此铀的价格在80年代开始逐步下滑，进入长达20年的熊市；21世纪初，随着全球经济的逐步复苏，以及美元的持续贬值等因素导致大宗商品价格持续上升，铀价受此影响同样开始上涨，之后受金融危机影响价格开始下跌；2008年金融危机后，各国出台大规模的经济刺激政策，市场流动性大幅增加，通胀预期再起，推动大宗商品价格上涨，但是由于2011年3月的福岛核电站事故导致铀价开始下跌，铀价再度进入熊市；2020年新冠疫情导致全球供应链出现中断，2022年俄乌冲突导致全球通胀，叠加核电复兴，供需格局即将发生转变，铀进入新一轮牛市。
根据sprott统计，牛市中实物铀和铀矿开采商的表现明显优于其他大宗资产类别，铀矿开采商的表现更优于实物铀。过去五年（2019/9/30~2024/9/30）之间U3O8现货价格累计上涨220.04%，而大宗商品指数则上涨29.01%。同时铀矿开采商的表现不同于黄金公司在这一轮黄金牛市中跑输黄金，铀矿开采商在过去五年间累计上涨311.92%。
铀占核电成本比例约10%
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根据中国广核年报数据，2023年公司售电成本约为0.2元/kwh，其中核燃料成本占比约为25%；根据NEI数据，2022年美国核电站发电成本约为0.031美元/kwh，其中核燃料成本占比约为17.36%。
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铀占燃料成本的51%左右，根据NEI数据，将铀价格翻倍（例如从每磅 U3O8从 25美元增加到 50美元）使燃料成本从 0.50美分/千瓦时上升到 0.62美分/千瓦时，增加了四分之一，美国发电厂的预期发电成本从 1.3美分/千瓦时增加到 1.42美分/千瓦时（增加了近 10%）。因此，虽然有一些影响，但影响很小，尤其是与天然气价格对天然气发电厂经济性的影响相比
目前哈萨克斯坦的矿物开采税税率由2023年1月1日生效，铀的开采税税基确定为铀的加权平均价格（以天然铀精矿 U3O8形式） 乘以铀开采量和 6%的矿物开采税税率。
2025年税率将上升至9%，2026年税率最高可达20.5%。哈萨克斯坦政府于 2024 年 7 月 1 日对哈萨克斯坦税法进行了修正，其中包括对铀的矿物开采税 （MET） 税率的更改：1）从 2025 年 1 月 1 日起，适用的铀 MET 税率将更改为 9%（仅适用于 2025 年）；2）从 2026 年 1 月 1 日开始，税率将根据铀年度产量和天然铀精矿的价格进行调整，引入一个差异化的MET税率体系，新税率最高可能达到20.5%，具体如下表所示。
更高的年产量将会带来更高的税率，将大幅降低Kazatomprom增产的动力。2024年8月KAP下调2025年年度生产目标，将其2025年产量 30500~31500吨铀下调至25000~26500吨铀，下调约5000吨铀，占全球产量约10%，主要原因可能是因为硫酸供应的持续不稳定性，以及JV BudenovskoyeLLP项目的生产延迟。
美国针对进口俄罗斯浓缩铀实施禁令，目标切断加工环节依赖，推动美国国内核燃料供应链发展。2024年5月13日，美国总统拜登签署法案，正式禁止进口俄罗斯浓缩铀。在90天后，美国企业和机构不得从俄罗斯进口低浓铀，除非获得美国能源部专门豁免。能源部发放豁免的前提是美国核反应堆燃料需求无法从其他可靠来源得到满足，或进口行为符合国家利益。任何获准的豁免进口量都将受到限制，且仅能持续至2028年1月1日。法案还授权联邦政府支配国会早前批准的27.2亿美元资金，用于提升美国本土铀浓缩能力。俄罗斯目前是全球最大的铀浓缩服务供应商和唯一的高丰度低浓铀供应商。根据美国能源信息管理局公布的数据，俄是美2022年最大的铀浓缩服务进口来源国，占有24%的市场份额。
俄罗斯表示可能提前反制，考虑实施出口禁令。9月11日，俄罗斯总统普京在一场视频会议上公开表示俄罗斯在铀、钛、镍等多种战略原料储备方面处于领先地位，将会考虑某些限制。俄罗斯铀矿开采量约占全球5%，2022年俄罗斯拥有全球约44%的铀浓缩能力。
2020年后，全球铀需求回暖，推动现货与长协市场价格和交易量显著上升。自2021年起，铀现货价格进入一轮显著上涨通道，从2020年接近30美元/磅的低位逐渐攀升，至2023年已突破60美元/磅大关，长协价格订单量也随之上扬。
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长协市场曾在2012年至2021年间处于长期低迷期，长协订单规模在2013年以及疫情后的2020和2021年均低于现货规模，行业对铀现货价格曾持长期下降期望，长协市场活跃度疲软。随着全球核电建设进度加快，铀需求逐步回暖；同时伴随前文提到的全球铀矿减产，供需端共同带动了长协合同的复苏。长协市场签约量自2021年后大幅反弹，到2023年底，长协签订量达到1亿5960万磅，逐渐贴近2012年水平，几乎达到现货市场的三倍。长协回暖表明在铀价上涨预期下，市场对长期铀成本和供应稳定性的重视度再次上升，长协市场吸引力显著增强。
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回顾2005年至2007年长协高峰期，铀长协市场同样经历过需求热潮，但随后受金融危机、市场调整等因素影响，价格与签约量迅速下滑。如今，随着市场再度回暖，长协市场重新获得青睐，预计未来其规模将扩张。
铀长期合同中主要包括两种定价机制：指定价格（SpecifiedPricing）或者市场相关定价（Market-relatedPricing）。
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指定价格一般采取固定价格、一系列固定价格，或是一基础价格加上交付日期的通胀调整，调整机制通常是相关指数组合，或是固定的年度百分比调整率。长协价格通常较现货价格有溢价（自1996年以来平均溢价约10%），当现货价格特别低迷时溢价会更高，反映了采矿公司的边际成本（长期价格）和过剩二次材料（现货）的差异。但近两年铀现货价格的前所未有的波动导致了两市场价格间出现特殊差异，即现货价显著高于长协价格。
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市场相关定价基于交货时或交货前后的铀市场价格及其他市场指数，如美国平均进口价。此类协议价格一般是基于市场价折价或溢价，且折价通常是固定的，但一些情形下会随市场价格上涨增加。与市场相关的定价机制基本包含一个底价，通常为与生产成本相关的基础价格或由政府管辖指定的官方底价。市场相关定价机制也通常包含一个封顶价，合同价格不能超过这个价格。
一些其他定价机制包括组合定价和协商定价等。据Cameco官方描述，其采用的长协定价策略也采用主流的指定价格及市场相关定价方法，其长期协议分类为以下三种：
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基础价格调整（在合同期内调整的固定价格）铀合同：通常基于合同接受时的长期价格指标，并在合同期内逐步调整。
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与市场挂钩的铀合同：与基本价格调整合同不同，这类合同的定价机制可以基于现货价格或长期价格，且价格以交货时的报价为准，而非合同接受时的报价。这类合同有时提供折扣，且通常包含底价和/或封顶价格，且这些价格通常在合同期内逐步调整。
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燃料服务合同：Cameco大多数燃料服务合同使用每千克铀基本价格调整机制，并反映合同接受时的市场情况
talenenergy Susquehanna ISA修订被否，对于之前现有电厂附近建造数据中心，提升现有电厂的负荷，降低电力传输成本这种模式受阻。2024年11月，联邦能源管理委员会（FERC）拒绝 PJM Interconnection（“PJM”）、PPL Electric Utilities（“PPL”）和 Talen energy之间修订的 Susquehanna 互连服务协议（“ISA”），该协议将把 Talen 的 Susquehanna 核电站的联合负荷容量从300兆瓦增加到480兆瓦，被否决的核心原因是FERC对于提升联合负荷容量后的电网稳定性存在担忧，同时认为数据中心由此降低的输电成本，可能会转嫁至其他用户。
SMR将会成为数据中心供电更具吸引力的解决方案。数据中心使用现有的电力资源，可能会影响电网稳定性以及提升其他用户的电价，SMR则是产生了新的电力供应来源，同时兼具核电的其他优势，此外签署新的核能供应协议对于数据中心在电网连接方面可能会获得更大的监管灵活性。谷歌、亚马逊、甲骨文纷纷布局SMR技术，为远期的数据中心提供电力支持，其中亚马逊直接参与投资X-energy约5亿美元。
小型模块化反应堆 (SMR) 是一种先进的核反应堆，每台机组的发电能力高达 300 MW(e)，约为传统核电反应堆发电能力的三分之一。SMR 可产生大量低碳电力，具有以下特点：1）小型——物理尺寸仅为传统核反应堆的一小部分；2）模块化——系统和组件可以在工厂组装，并作为一个单元运输到安装地点；3）反应堆——利用核裂变产生热量来生产能量。
HALEU是SMR的燃料，较传统的核反应堆燃料LEU浓缩度更高。HALEU的铀-235浓度更高，能量密度更大，意味着在相同体积内可以产生更多的能量。更高的能量密度让反应堆燃料更持久，减少了燃料更换频率，从而降低运行和维护成本。满足了小型模块化反应堆和新一代反应堆对高效率、高燃料密度、低维护需求的要求，显著提升了反应堆的灵活性、安全性和经济性。
SMR采用HALEU作为燃料，每单位能源消耗的天然铀远高于当前LWR技术，目前核电技术每单位能源每年消耗的天然铀平均值低于200吨/GW，根据NEA数据统计目前SMR项目对于天然铀的平均单耗为240.5吨/GW，相较于目前核电技术对于核电单耗的需求提升了20%。