El sector nuclear digiere el hype de la IA: Oklo y NuScale se hunden más del 40% en 2026
Tim Rotolo, creador del índice que sigue el ETF nuclear NUKZ, defiende que 2026 es un "año de digestión y no de deterioro": las utilities aguantan mientras los desarrolladores de reactores se desinflan.
El sector nuclear vive un 2026 de frenazo y ajuste. Tim Rotolo, fundador de Range Fund Holdings y diseñador del índice VettaFi Nuclear Renaissance (NUKZX), que sirve de base al ETF Range Nuclear Renaissance (NUKZ), lo resume en una entrevista con VettaFi como un "año de digestión más que de deterioro". Su explicación: las acciones nucleares venían de una subida enorme y el mercado ha pasado los últimos meses revisando a la baja los plazos y pagando menos por la historia de la inteligencia artificial. El propio fondo lo refleja: subía un 7,36% en valor liquidativo a cierre de junio, se dejó un 6,06% solo en julio durante el batacazo de las infraestructuras de IA —que golpeó a nombres ligados a la energía como Constellation (CEG), Vistra o GE Vernova por dudas sobre la rentabilidad de los centros de datos y los tipos a largo plazo— y a 30 de septiembre cotizaba alrededor de un 5% por debajo del cierre de 2025.
La letra pequeña es que no todos los eslabones del sector han sufrido igual. Los grandes castigados han sido los desarrolladores de reactores en fase temprana: Oklo (OKLO) y NuScale (SMR) acumulaban caídas superiores al 40% hasta septiembre, porque el inversor ha ido asumiendo que su operación comercial no llegará hasta la década de 2030 y que por el camino hará falta ampliar capital (emitir acciones, lo que diluye a los accionistas actuales). A eso se ha sumado la fricción en la ejecución: el reinicio de la planta de Palisades se ha alargado más de lo previsto y, a finales de septiembre, Holtec suspendió una salida a bolsa de unos 900 millones de dólares, con su consejero delegado describiendo el contexto como una "tormenta perfecta" ligada al sentimiento hacia la IA. Rotolo recuerda que esos nombres tan expuestos a la IA pesan poco en su índice (Oklo, menos del 2%), mientras que utilities e industriales copan más del 80% de la cartera: de ahí que el fondo haya aguantado mucho mejor que las apuestas más especulativas.
El argumento de fondo, insiste, no se ha roto. El uranio cerró agosto en 89,68 dólares por libra en el mercado spot y 96,50 dólares en contratos a largo plazo, según los precios de fin de mes de UxC y TradeTech que publica Cameco, lo que supone subidas de alrededor del 10% y del 12% respecto al cierre de 2025, y el spot seguía cerca de los 90 dólares a 30 de septiembre. La política también avanza: en marzo, TerraPower recibió de la NRC el primer permiso de construcción para un reactor avanzado comercial en más de 40 años; cuatro microrreactores alcanzaron criticidad dentro del programa piloto del Departamento de Energía antes del 4 de julio; y el DOE comprometió de forma condicional 17.500 millones de dólares para equipos de reactores AP1000. Lo que no es transitorio, avisa Rotolo, es que estos proyectos son largos y devoran capital, así que la brecha entre las empresas que ya facturan con contratos firmados y las que tardarán años en producir su primer kilovatio seguirá ahí.
Más allá de la IA, el entrevistado pone el foco en la electrificación en general: la Agencia Internacional de la Energía espera que la demanda mundial de electricidad crezca un 3,6% en 2026 y un 3,8% en 2027, impulsada por industria, aire acondicionado, vehículos eléctricos, bombas de calor y centros de datos. En Estados Unidos, la EIA constata que el consumo vuelve a subir tras casi dos décadas plano, con el tirón de la demanda comercial e industrial. Añade dos fuentes de demanda poco valoradas: la defensa, donde el Ejército acaba de adjudicar hasta 2.200 millones de dólares en microrreactores para cinco bases (primera unidad prevista para septiembre de 2028 y más de 20 instalaciones planificadas en el Departamento de Defensa), y el calor industrial, con el proyecto de reactor avanzado de Dow en Seadrift (Texas) que recibió el visto bueno ambiental en mayo. Fuera de EE.UU., la seguridad energética pesa aún más: Japón apunta a un 20%-22% de nuclear en 2030, Corea ha revertido su plan de abandono y busca un 35% en 2036, India ha abierto el sector a la inversión privada con el objetivo de 100 GW en 2047 y Bélgica ha levantado la prohibición de construir nuevas plantas.
El ciclo del combustible es, en sí mismo, otra fuente de demanda. Las exenciones que permiten importar uranio enriquecido ruso a Estados Unidos caducan después de 2027 y el DOE adjudicó en enero 2.700 millones de dólares para reconstruir capacidad de enriquecimiento doméstica. Rotolo sostiene que buena parte del valor se crea antes de que un reactor produzca electricidad: las utilities compran combustible con años de antelación y la contratación se ha quedado atrás. En 2025, los contratos a largo plazo hasta mediados de diciembre rondaban los 82 millones de libras frente a una tasa de reposición de unos 150 millones, mientras Kazatomprom recortaba su objetivo de producción para 2026 y Cameco rebajaba la previsión de McArthur River. Esa demanda aplazada todavía tiene que cerrarse, y el ciclo de construcción paga antes a los proveedores: los 17.500 millones en préstamos condicionales del DOE son específicamente para equipos de largo plazo de hasta diez AP1000, con construcción prevista para 2030.
El análisis de Salseo
- La clave de la noticia es la brecha entre quien ya cobra y quien aún no produce nada: más del 80% del ETF NUKZ son utilities e industriales con ingresos contratados y menos del 2% es Oklo, así que el fondo ha caído la mitad que los desarrolladores puros. Para el inversor, la lección es que en un tema con catalizadores a años vista, quien factura hoy aguanta el repricing y quien depende de ampliar capital sufre doble: por el retraso y por la dilución (más acciones en circulación, menos valor por acción).
- 2) El uranio va por un camino y las acciones nucleares por otro: el spot está en 89,68 dólares por libra y el contrato a largo en 96,50, con subidas del 10% y el 12% desde finales de 2025, mientras los desarrolladores se dejan más del 40%. El catalizador pendiente está en la contratación: en 2025 solo se cerraron unos 82 millones de libras frente a una tasa de reposición de 150 millones. Vigilar los contratos a largo plazo que se firmen y los recortes de producción de Kazatomprom y Cameco, porque sin oferta que apriete el precio no despega.
- 3) La historia ya no es solo centros de datos: electrificación general (+3,6% en 2026 y +3,8% en 2027 según la IEA), defensa (hasta 2.200 millones del Ejército para microrreactores en cinco bases, primera unidad en septiembre de 2028), calor industrial (Dow en Seadrift) y seguridad energética en Japón, Corea, India y Bélgica. Esa diversificación reduce el riesgo de que un enfriamiento de la IA tumbe toda la tesis, pero también significa que los plazos se miden en años, no en trimestres.
- 4) El riesgo que el titular no cuenta es la ejecución: Palisades se retrasa y Holtec suspendió una salida a bolsa de 900 millones por el mal ambiente de mercado. Los proyectos son largos y capital-intensivos, y buena parte del calendario depende de dinero público (17.500 millones condicionales para equipos AP1000 y 2.700 millones para enriquecimiento). Señal concreta a seguir en los próximos doce meses: qué socios y emplazamientos anuncia Westinghouse para sus AP1000, porque marca el ritmo real de todo el sector.