La realidad nuclear de la minería: los SMR aún no están en las listas de la compra de los mineros
o.- En teoría, los pequeños reactores modulares parecen casi diseñados específicamente para la minería. Las minas remotas necesitan energía fiable. Las operaciones fuera de la red siguen dependiendo en gran medida del diésel. La electrificación de las operaciones aumentará las cargas. Los clientes aguas abajo quieren cadenas de suministro más limpias y rastreables. La energía nuclear ofrece electricidad firme, baja en carbono y calefacción, sin la intermitencia de la eólica y la solar y con una huella mucho menor.
Sin embargo, las megatendencias de metales y minería de BMI hasta 2050: navegando una nueva era de tecnología, geopolítica y transformación verde sugieren que las compañías mineras no se están precipitando hacia la energía nuclear. En su encuesta sobre tecnologías energéticas bajas en carbono en consideración o inversión, la nuclear —incluidas las tecnologías SMR y AMR— ocupa el último lugar, por debajo del 10%.
Esto deja la energía nuclear muy por detrás de las renovables tradicionales (algo más del 70% de los mineros encuestados están considerando o actualmente invierten en eólica, solar y geotérmica), almacenamiento de energía como baterías u otras tecnologías de almacenamiento de larga duración (casi el 65%), gas limpio, combustibles sintéticos (casi la mitad), gestión y redes eléctricas, energía hidroeléctrica y captura de carbono.
Para un operador de mina, un proyecto solar, un contrato eólico, un sistema de baterías o una mejora de red se encuentra dentro de un marco comercial relativamente familiar, mientras que incluso un reactor pequeño conlleva licencias nucleares, largos plazos de aprobación, seguridad del sitio, suministro de combustible, gestión de residuos, planificación de emergencias, consulta comunitaria y responsabilidad a largo plazo. Las renovables tradicionales pueden no resolver todos los problemas de energía fuera de la red, pero son modulares, financiables y familiares. Para una empresa bajo presión de fabricantes de automóviles, baterías y clientes tecnológicos para mostrar recortes de emisiones a corto plazo, esperar a las SMR es difícil de justificar.
Además, muchas de las SMR más avanzadas son unidades de clase 300 MW, mucho más grandes que las necesidades de la mayoría de las minas independientes. Los microrreactores en el rango de 1 a 20 MW están más cerca de la escala de mina, pero están en las primeras fases de comercialización, aunque una tendencia hacia unidades fabricadas en fábrica podría acelerar el ritmo.
Un SMR de clase 300 MW sería sobredimensionado para la mayoría de minas, especialmente para operaciones pequeñas fuera de la red con cargas de procesamiento limitadas y, quizás más importante, vidas útiles minas más cortas. Pero no es automáticamente demasiado grande para los complejos de cobre más grandes. En el norte de Chile, las grandes minas que combinan concentradores de alto rendimiento, plantas desalinizadoras, bombeo de agua en gran altitud, transportadores, infraestructuras portuarias y futuras electrificaciones de flotas pueden requerir energía de cientos de megavatios.
Los contratos renovables de Fase 2 de Quebrada Blanca de Teck implican una necesidad total de energía operativa de unos pocos cientos de megavatios, mientras que los contratos renovables de Escondida y Spence de BHP suman 6 TWh/año, lo que equivale a una carga media de unos 685 MW entre ambas operaciones.
Encaje natural
El atractivo no es difícil de entender. Las minas fuera de la red suelen pagar altos costes para la generación de diésel, el transporte de combustible y la energía de respaldo. En el interior de Canadá, el interior de Australia y otras regiones remotas, el clima y la logística pueden convertir el suministro de combustible en un riesgo estratégico.
Ese argumento se ha defendido durante años. La Asociación Nuclear Canadiense ha argumentado que los pequeños reactores modulares podrían producir electricidad limpia para la minería y otras industrias pesadas, especialmente en las operaciones fuera de la red del norte que intentan reducir el consumo de diésel. El mismo argumento también apunta al calor nuclear para las industrias de extracción y la producción de hidrógeno, con los SMR apoyando las renovables cuando la producción eólica o solar disminuye.
Los productores de uranio también se han posicionado en torno a la oportunidad SMR. Ya en 2021, Cameco firmó acuerdos para evaluar las cadenas de suministro de combustible de uranio para pequeños reactores modulares, incluyendo el GE Vernova Hitachi BWRX-300 y el Xe-100 de X-energy, con el objetivo de convertirse en proveedor de combustible para el emergente mercado SMR y de reactores avanzados.
También hay conceptos más a escala de mina. Eagle Energy Metals ha combinado la exploración de uranio con tecnología de reactores, afirmando que su microreactor modular podría entregar hasta 3,3 MW y desplegarse en minas, puestos militares y zonas de ayuda en desastres. El proyecto Aurora de la compañía se basa en una estrategia más amplia en torno a los recursos nacionales de uranio y la tecnología SMR.
El hambre de poder de las grandes tecnológicas
Ontario ha comenzado la construcción del primer pequeño reactor modular del G7 en Darlington, donde Ontario Power Generation está construyendo la primera de cuatro unidades planificadas de 300 MW, un hito importante para la industria SMR.
El plan energético más amplio de Ontario refuerza el mismo punto. La provincia espera que la demanda eléctrica aumente drásticamente para 2050 y ha alineado su estrategia con el compromiso de 20.900 millones de dólares canadienses de OPG para pequeños reactores modulares. El plan podría incluir 10.000 MW adicionales de capacidad nuclear y expansión de la transmisión para apoyar el crecimiento industrial y distritos mineros como el Ring of Fire. Eso significa que el plan nuclear de Ontario podría impulsar la minería de uranio y, eventualmente, abastecer las regiones mineras a través de la red, pero no significa que los mineros estén comprando reactores ellos mismos — al menos no todavía.
Saskatchewan avanza en una dirección similar. Cameco, SaskPower y Westinghouse están evaluando tecnologías de reactores, incluyendo el AP1000 y el AP300 SMR, para una planificación eléctrica a largo plazo. Se espera que SaskPower tome una decisión final de inversión en 2029 sobre si proceder con su primera instalación SMR, y la compañía eléctrica tiene la intención de utilizar uranio producido en Saskatchewan si se construyen reactores en la provincia. El trabajo en torno a la tecnología de reactores nucleares para electricidad limpia es muy relevante para los mineros de uranio, pero de nuevo el cliente es el sistema eléctrico.
En Estados Unidos, el patrón es aún más claro. Louisville Gas and Electric y Kentucky Utilities están explorando los SMR Xe-100 de X-energy para satisfacer la creciente demanda de la red y de los clientes de gran carga, incluidos los centros de datos.
El último comentario sobre el mercado de recursos naturales de la firma neoyorquina Goehring & Rozencwajg destaca una serie de señales de demanda nuclear procedentes del sector tecnológico, incluyendo la colaboración de Google con Kairos Power y la Tennessee Valley Authority, un novedoso acuerdo de compra de energía bajo el cual los reactores Hermes 2 de Kairos Power entregarían hasta 50 MW a la red de la TVA para los centros de datos de Google en Tennessee y Alabama.
Google también ha avanzado en la energía nuclear convencional. Su acuerdo con NextEra Energy para reiniciar el Duane Arnold Energy Center en Iowa bajo un contrato de compra de energía de 25 años demuestra que los hiperescaladores no están esperando a que los SMRs de minas demuestren el modelo. Están asegurando energía nuclear firme dondequiera que puedan.
Meta, resurgimiento nuclear de Sprott Power
Meta se ha hecho aún más grande. Los acuerdos que cubren hasta 6,6 GW de energía con Vistra, TerraPower y Oklo apoyarían las operaciones de Meta y su superclúster Prometheus AI en Ohio, mientras prolongan la vida útil de los reactores existentes y aceleran nuevas tecnologías de reactores. Estos acuerdos convierten a Meta en uno de los compradores corporativos más importantes del mercado nuclear y muestran cómo Meta y Sprott están ayudando a impulsar el resurgimiento nuclear.
TerraPower también está pasando del concepto a la construcción. La empresa, respaldada por Bill Gates, ha comenzado a trabajar en su planta insignia Natrium en Kemmerer, Wyoming, un reactor rápido refrigerado por sodio de 345 MW con almacenamiento de energía a base de sales fundidas que puede elevar la producción a 500 MW cuando sea necesario. El proyecto sigue un permiso de construcción de la Comisión Reguladora Nuclear de EE. UU. y está en camino de convertirse en la primera central nuclear avanzada a escala de servicios públicos en EE. UU.
La demanda de uranio se está acelerando
La Asociación Nuclear Mundial espera que la demanda de uranio para reactores aumente un 28% para 2030, alcanzando casi 87.000 toneladas anuales antes de más que duplicarse hasta superar las 150.000 toneladas en 2040. El suministro existente de minas puede ser suficiente a corto plazo, pero se espera que la producción de las minas actuales caiga drásticamente después de 2030, y que los nuevos proyectos de uranio pueden tardar entre 10 y 20 años en desarrollarse.
La IA está añadiendo una nueva capa a la historia de la demanda. Las encuestas a inversores y gestores de activos ven cada vez más la demanda de electricidad en centros de datos como un motor estructural para la generación nuclear y la adquisición de uranio. Eso ha cambiado la forma en que se percibe el uranio: menos como un combustible de nicho para reactores y más como una materia prima estratégica para la seguridad energética. El resultado es un mercado donde la demanda de energía impulsada por IA podría estrechar el suministro de uranio.
Japón es otra señal de demanda. Goehring y Rozencwajg señalan el impulso de reinicio en la industria nuclear japonesa, incluyendo la reapertura de la Unidad 6 en Kashiwazaki-Kariwa por parte de Tokyo Electric Power. El giro más amplio de la política japonesa hacia la nuclear (tras el desastre de Fukushima hace 15 años) se ha ido gestando durante varios años, con uranio añadido a la lista de minerales críticos del país como parte de un esfuerzo por reducir la dependencia de fuentes extranjeras. Ese movimiento marcó otra señal del regreso del uranio a un estatus estratégico.
Las extensiones de vida pueden ser tan importantes como las construcciones nuevas. Los acuerdos de Meta con Vistra mejoran las perspectivas para Perry, Davis-Besse y Beaver Valley, plantas cuyo futuro a largo plazo hasta entonces era incierto. Si más reactores que antes estaban en riesgo de cierre reciben contratos corporativos a largo plazo para la energía, la demanda de uranio aumentará sin esperar a que la nueva construcción nuclear se ponga al día.
La base de suministro es frágil
La mina Honeymoon de Boss Energy en Australia del Sur es una advertencia. El proyecto se reanudó en 2024 y se consideró una prueba de que la industria del uranio en Australia estaba volviendo a crecer. Pero Boss retiró posteriormente su Estudio de Viabilidad Mejorada de 2021 después de que la mina actuara sustancialmente por debajo de las suposiciones anteriores.
En lugar de aumentar hacia aproximadamente 2,4 millones de libras al año, con una posible expansión a 3,3 millones de libras, la empresa espera que la mina produzca más cerca de 1,5 millones de libras anuales, con una vida útil menor de la prevista inicialmente.
La falta de tonelaje no es enorme a nivel global, pero apunta a que las reanudaciones de minas de uranio y los proyectos de campo nuevo son técnicamente difíciles, intensivos en capital y vulnerables a la geología, la lixiviabilidad, los permisos, los retrasos en la construcción y la inflación de costes. Si los proyectos de reinicio más pequeños tienen dificultades, la capacidad del sector para responder rápidamente a un aumento de demanda se vuelve más dudosa.
Los operadores de reactores estadounidenses se enfrentan a posibles escaseces de uranio en la próxima década, con la Administración de Información Energética advirtiendo que la brecha de suministro podría ampliarse hasta un total combinado de 184 millones de libras, equivalente a más de tres años de consumo. Más del 90% del uranio consumido por los reactores estadounidenses se obtuvo internacionalmente, lo que pone de manifiesto la vulnerabilidad de la cadena de suministro de combustible nuclear estadounidense.
El enriquecimiento es otra limitación. Urenco USA, el único productor comercial de combustible nuclear en EE. UU., planea aumentar la capacidad de uranio enriquecido en casi un 50% mediante una expansión multimillonaria en Nuevo México, pero no se espera que los primeros nuevos conjuntos de centrifugadoras sean hasta 2032. La ampliación pretende reducir la exposición a los servicios rusos de uranio y combustible, pero también demuestra que las cadenas de suministro de combustible nuclear no pueden reconstruirse de la noche a la mañana.
Los reactores avanzados añaden otro desafío de combustible. Muchos diseños necesitan HALEU, uranio poco enriquecido de alto ensayo, que aún no está disponible a escala comercial fuera de Rusia. Estados Unidos ha adjudicado contratos para aumentar la producción nacional de HALEU, con hasta 2.700 millones de dólares disponibles, porque se espera que se necesite uranio más enriquecido para una oleada de reactores avanzados.
Europa también está intentando diversificarse. La presión para que la UE elimine progresivamente los servicios rusos de uranio y combustibles nucleares, un cambio que podría fortalecer a proveedores canadienses como Cameco. Canadá suministró más del 30% de las importaciones de uranio de la UE en 2024, pero reemplazar los servicios de enriquecimiento rusos podría llevar años. El impulso para alejarse de Rosatom ya se ha convertido en un posible viento a favor para las exportaciones canadienses de uranio.
Acelera un punto de venta
Energy Fuels espera cumplir su previsión de producción de uranio para 2026 a mitad de año, con U3O8 se prevé que la producción alcance los 1,6 millones de libras para finales de junio. La empresa se posiciona como un productor líder de uranio en Estados Unidos, ayudada por la planta White Mesa en Utah, actualmente la única planta convencional de uranio totalmente licenciada y en funcionamiento en EE. UU.
Cameco está consolidando el suministro de alta calidad en Saskatchewan. La empresa paga 115,75 millones de dólares canadienses para aumentar su participación en Cigar Lake, descrita como la mina de uranio de mayor calidad del mundo. La operación incrementa la participación de Cameco al 57,418%, mientras que la de Orano sube al 42,582%.
También avanza la nueva oferta canadiense. NexGen Energy planea comenzar la construcción en Rook I, en el norte de Saskatchewan, un proyecto de 2.200 millones de dólares canadienses con el mayor yacimiento de uranio en fase de desarrollo en Canadá. El yacimiento Arrow alberga reservas probables de 240 millones de libras estadounidenses3O8, convirtiendo a Rook I en uno de los proyectos de uranio más importantes de Norteamérica.
Denison Mines está construyendo Phoenix, la primera mina de uranio de recuperación in situ de Canadá, con una producción inicial prevista para mediados de 2028. El método ISR puede reducir la perturbación superficial, los costes y los plazos de construcción en comparación con la minería convencional, posicionando a Denison entre los pocos proveedores capaces de proporcionar un suministro significativo de uranio antes de que termine la década.
Los desarrolladores privados también intentan avanzar más rápido. Triton Uranium ha iniciado actividades de desarrollo en su proyecto Atlas en Uranium City, Saskatchewan, argumentando que los centros de datos de IA y la renovada implantación nuclear en EE. Unidos están acelerando la demanda antes de que la mayoría de los proyectos de uranio puedan responder. Su estrategia refleja la presión más amplia del mercado: la velocidad se ha convertido en un punto de venta en el suministro de uranio en Norteamérica.
Goehring y Rozencwajg sostienen que la demanda de uranio físico por parte de los inversores sigue aumentando, y Sprott Physical Uranium Trust ha ampliado sus activos hasta superar los 81 millones de libras. La situación de precios es más mixta: el uranio spot superó los 100 dólares por libra en enero, pero desde entonces se ha enfriado hasta los 80 y tantos dólares, aún así más del 12,4% interanual. (Mining.com)
