El uranio lleva dos años comportándose como si alguien hubiera leído el final del libro. El precio spot superó los US$100 por libra en enero de 2024 por primera vez en 17 años, y aunque retrocedió hacia el rango de US$80-90 en los meses siguientes, el mercado de largo plazo —donde se firma la mayoría de los contratos entre mineras y utilities— sostiene valores que hace cinco años habrían parecido imposibles. Algo estructural cambió. Y no fue un accidente especulativo.
El regreso nuclear no es un slogan: son gigawatts en construcción
Treinta y un reactores nucleares están actualmente en construcción a escala global, según datos de la Agencia Internacional de Energía Atómica (AIEA). China encabeza la lista con 23 unidades en distintas etapas, pero India, Corea del Sur, Turquía y varios países de Europa del Este también tienen proyectos activos. Más significativo aún: más de 60 países mantienen conversaciones formales sobre la introducción o expansión de energía nuclear en sus matrices.
En la COP28 de Dubai, 22 países firmaron una declaración conjunta para triplicar la capacidad nuclear instalada hacia 2050. No fue una promesa vaga: representó el primer compromiso multilateral de esta magnitud desde el accidente de Fukushima en 2011. La señal política es tan clara como la demanda que implica. Cada reactor de generación convencional consume entre 150 y 200 toneladas de uranio al año durante su vida útil.
Los pequeños reactores modulares (SMR, por sus siglas en inglés) agregan otro vector de demanda que aún no está plenamente incorporado en los modelos de proyección. Empresas como NuScale, TerraPower y Rolls-Royce SMR avanzan en certificaciones regulatorias. Si sólo una fracción de los proyectos anunciados llega a construcción antes de 2035, la presión sobre la oferta primaria será considerable.
Una oferta que no creció cuando debió haberlo hecho
El precio del uranio colapsó después de Fukushima y se mantuvo deprimido durante casi una década. Entre 2013 y 2020, cotizó por debajo de los US$30 por libra —niveles que destruyeron incentivos para exploración y desarrollo de nuevas minas. El resultado es previsible: el pipeline de proyectos maduros es delgado, y el tiempo entre el descubrimiento y la producción en uranio ronda los 10 a 15 años.
Kazajistán produce aproximadamente el 43% del uranio mundial a través de Kazatomprom, la empresa estatal que domina la oferta global. Canadá aporta alrededor del 15%, con Cameco como operador principal en la cuenca de Athabasca. Namibia y Uzbekistán completan el top cinco. Ninguna de estas jurisdicciones tiene capacidad de expansión inmediata suficiente para absorber el crecimiento de demanda proyectado para la próxima década sin inversión nueva y sostenida.
Cameco reactivó McArthur River —una de las minas de mayor ley del mundo— en 2022 tras suspensión por bajos precios, pero la ramp-up toma tiempo. La compañía también reportó dificultades en su planta de conversión en Port Hope, Ontario, que limitaron su capacidad de cumplir contratos en 2023. La oferta, estructuralmente, sigue rezagada respecto a lo que el mercado de largo plazo exige.
El déficit que nadie cuantifica igual, pero que todos confirman
La World Nuclear Association proyecta que la demanda global de uranio alcanzará las 130,000 toneladas anuales hacia 2040, frente a las aproximadamente 65,000 toneladas producidas hoy. No todos los analistas coinciden en el número exacto —las diferencias metodológicas son reales— pero la dirección del desequilibrio no está en disputa. La producción secundaria (inventarios de utilities, material re-enriquecido, fuentes gubernamentales) ha actuado históricamente como amortiguador. Ese colchón se está agotando.
Los inventarios de las empresas de servicios eléctricos en Estados Unidos y Europa occidental cayeron a sus niveles más bajos en décadas durante 2022-2023. Las utilities que no firmaron contratos de largo plazo durante el período de precios bajos ahora pagan una prima significativa en el mercado spot, o simplemente no encuentran volumen disponible. Eso explica el movimiento de precios: no fue especulativo en origen, fue un ajuste de inventarios reales.
Rusia complica el cuadro de manera relevante. Rosatom controla una fracción importante de la capacidad de enriquecimiento global —alrededor del 44%— y varias utilities europeas y americanas todavía dependen de sus servicios. Las sanciones pos-invasión a Ucrania crearon presión política para diversificar esa dependencia, pero la sustitución no es inmediata ni barata. El Congreso de Estados Unidos aprobó en 2024 una prohibición de importación de uranio enriquecido ruso con períodos de transición, lo que añade presión adicional sobre la cadena de suministro occidental.
Los productores que capturan el ciclo — y los que se quedaron fuera
Cameco (TSX/NYSE: CCO) es el termómetro más visible del sector. Sus contratos de largo plazo firmados en 2022 y 2023 —cuando el precio empezaba a subir pero antes de los picos— aseguran ingresos predecibles, aunque también limitan la exposición total al alza spot. La compañía guía producción de entre 22 y 24 millones de libras para 2024, un incremento sustancial frente a años previos, pero que no alcanza para satisfacer la demanda de sus propios clientes sin comprar en el mercado abierto.
Kazatomprom, por su parte, anunció revisiones a la baja en sus metas de producción para 2024 y 2025, citando retrasos en suministro de ácido sulfúrico —insumo crítico para el método de lixiviación in situ que usa en Kazajistán. Esos recortes, que suman varios millones de libras, tensaron aún más el mercado spot en la segunda mitad de 2024.
En el ámbito de los desarrolladores intermedios, empresas como Denison Mines, NexGen Energy y Uranium Energy Corp han ganado atención de inversionistas institucionales que buscan exposición al ciclo sin la prima de valoración que ya tienen los grandes operadores. Los proyectos en Saskatchewan —cuenca de Athabasca— y en Wyoming concentran buena parte del capital de desarrollo. La pregunta es si el financiamiento llega a tiempo para que la oferta acompañe la demanda cuando los nuevos reactores entren en operación.
La descarbonización como variable permanente
El argumento climático, que parecía marginal en el debate nuclear hace una década, se consolidó como eje central de la conversión política hacia la energía atómica. El Panel Intergubernamental sobre Cambio Climático (IPCC) incluye al nuclear como tecnología de mitigación en sus escenarios de descarbonización profunda. La Agencia Internacional de Energía (AIE) señala que alcanzar net zero en 2050 requiere casi duplicar la capacidad nuclear instalada actual.
Ese mandato climático transforma el perfil político del uranio. Ya no es sólo una decisión energética: es una decisión de seguridad nacional y agenda verde simultáneamente. Los gobiernos que en 2012 anunciaban el retiro progresivo del nuclear —Alemania siendo el caso más simbólico— hoy son excepciones que generan debate interno. Bélgica extendió la vida de sus reactores. Francia aceleró su programa de construcción. Japón reactivó unidades que llevaban años paradas.
El ciclo del uranio no se parece al del cobre ni al del oro. Sus tiempos son más largos, sus inventarios son menos transparentes y la concentración geopolítica de la oferta lo hace estratégicamente sensible. Pero la dirección de los fundamentos es tan clara como pocas veces lo ha sido en la historia reciente del metal: la demanda crece con certeza política, la oferta crece con dificultad estructural, y el margen entre ambas define el precio de la próxima década.
