Réquiem o renacimiento: el debate sobre los reactores nucleares modulares en Texas

Texas se ha convertido en un laboratorio político y económico para una tecnología que promete energía firme y baja huella de carbono: los reactores nucleares modulares pequeños (SMR, por sus siglas en inglés). Entre incentivos estatales, proyectos respaldados por el Departamento de Energía y la presión de mercados intensivos en electricidad —como los centros de datos—, el estado avanza hacia una posible nueva era nuclear. Pero la ruta está plagada de interrogantes: ¿pueden estas plantas ser competitivas en costo? ¿Qué implican para la gestión de residuos? ¿Existe una industria industrial capaz de fabricarlas y desplegarlas a escala?

Qué son los SMR y por qué aparecen ahora

Los SMR son centrales nucleares diseñadas para generar 300 megavatios eléctricos o menos, muy por debajo de los reactores convencionales que producen miles de megavatios. La idea no es nueva: reactores pequeños han alimentado submarinos desde los años 50. La diferencia actual radica en el enfoque de fabricación en serie y ensamblaje modular, con piezas manufacturadas en fábrica y transportadas al sitio para su montaje.

Existen varias familias tecnológicas: reactores de gas de alta temperatura (usando uranio en esferas de grafito), reactores de sal fundida (con combustible líquido) y reactores rápidos refrigerados por sodio, entre otros. Cada diseño ofrece ventajas y retos distintos en seguridad, costes y madurez regulatoria.

Texas en la carrera: razones políticas y del mercado

La política estatal ha acelerado el interés. En agosto de 2023 el gobernador Greg Abbott impulsó la creación del Texas Advanced Nuclear Reactor Working Group y, en junio de 2025, la legislatura aprobó la House Bill 14, que constituyó un Fondo de Desarrollo Nuclear de 350 millones de dólares para incentivar proyectos nucleares a escala estatal. A nivel federal, la ADVANCE Act (2024) trató de facilitar la revisión regulatoria para reactores avanzados y reducir tarifas de licenciamiento.

En el plano del mercado, la explosión de centros de datos y la electrificación de sectores como el transporte y la industria petroquímica incrementan la demanda. Un estudio del Bureau of Business Research de la Universidad de Texas en Austin proyectó que la demanda media en la red podría casi triplicarse hacia 2050, impulsada por centros de datos, vehículos eléctricos y la electrificación de la cuenca del Pérmico (UT Bureau of Business Research).

Además, la estructura de la red principal de Texas (ERCOT) en 2023 presentaba una mezcla donde el gas natural aportó alrededor del 45% de la electricidad, la eólica 24%, el carbón 14%, la nuclear 9% y la solar 7% (según ERCOT). La intermitencia de eólica y solar plantea la necesidad de fuentes firmes que complementen la transición hacia bajas emisiones.

Proyectos emblemáticos y modelos de negocio

Texas alberga una variedad de enfoques. X-energy, respaldada por 1.2 mil millones de dólares del Department of Energy, proyecta instalar cuatro reactores de 80 MW en la planta química de Dow en Seadrift, con producción prevista para comienzos de los años 30 para abastecer la propia planta y exportar excedentes a la red.

Por otro lado, Natura Resources desarrolla en Abilene un reactor experimental de combustible líquido (molten salt) de 1 MW con la ambición de escalar a 100 MW comerciales. La compañía obtuvo financiación privada y apoyos legislativos, y su modelo prevé aprovechar el calor residual para procesos complementarios como la desalación térmica —una sinergia relevante en regiones con demandas industriales y agua producida en operaciones petroleras—. Douglass Robinson, fundador de Natura, ha señalado que "mientras producimos electricidad, el calor residual se puede utilizar para la desalación" (Natura Resources).

La startup Aalo Atomics, con base en Austin, trabaja un enfoque distinto: reactores refrigerados por sodio de pequeño tamaño (10 MW por unidad), pensados para fabricación en serie y transporte por camión. Su fundador, Matt Loszak, ha declarado que la meta es una fábrica capaz de producir decenas de gigavatios por año mediante producción en masa (Aalo Atomics).

Economía: ¿cuándo resultan competitivos?

El talón de Aquiles son los costes de capital. Un análisis modelado para el estudio de UT indicó que, en el mercado ERCOT, la nuclear solo se construiría si los costes de capital caen a 3 millones de dólares por megavatio o menos. Sin embargo, proyecciones del National Renewable Energy Laboratory sitúan los costes de SMR entre 2.9 y 10.1 millones por MW, lo que sugiere que sin mejoras significativas en construcción, regulación o herramientas financieras la competitividad podría tardar en llegar (NREL).

El problema económico se atenúa parcialmente si hay contratos a largo plazo con consumidores que demandan energía constante, como centros de datos. Estos clientes, que consumen electricidad 24/7 y poseen capacidad de negociación, pueden firmar acuerdos de compra de energía (PPA) que aseguren ingresos estables para proyectos nucleares. Olivier Beaufils, de Aurora Energy, resumió: "la diferencia con el gas natural es doble: la generación a gas es más intensiva en emisiones y más cara de operar que una planta nuclear una vez construida" (Aurora Energy).

Retos regulatorios y temporales

Otro obstáculo es la tramitación y licenciamiento. Aunque la ADVANCE Act pretende agilizar procesos, la Nuclear Regulatory Commission (NRC) requiere datos operativos de reactores de demostración antes de otorgar licencias comerciales y sus revisiones, incluso en escenarios acelerados, pueden extenderse 18 meses o más. La necesidad de operar prototipos antes de la autorización a escala comercial encarece plazos y reduce previsibilidad para inversionistas.

Residuos: la pregunta sin resolver

La gestión de residuos sigue siendo un desafío político y técnico. Estados Unidos carece de una solución definitiva para el almacenamiento permanente de combustible gastado, y la oposición pública a instalaciones de almacenamiento ha retrasado iniciativas. Proyectos de almacenamiento temporal han sido controvertidos, como quedó patente cuando actores estatales y ambientales se opusieron a propuestas de almacenes en Texas.

Críticos argumentan que, aunque los SMR son más pequeños, seguirán generando residuos radiactivos de larga duración. La cuestión se transforma en un dilema de escala: ¿es preferible un mayor número de pequeñas instalaciones con residuos distribuidos, o menos reactores grandes con concentraciones localizadas de material gastado?

Comparaciones internacionales y lecciones

A nivel mundial, ya hay hitos: Rusia opera una planta nuclear flotante desde 2020; China conectó un reactor de gas de alta temperatura a la red en 2021; y en Canadá comenzó en 2025 la construcción de un SMR en Ontario con perspectivas comerciales. En los Estados Unidos, NuScale recibió licencia federal para su diseño pero canceló en 2023 su proyecto en Idaho por sobrecostos y falta de compromisos de compra, una advertencia sobre los riesgos financieros incluso con aprobación regulatoria.

¿Estamos preparados?

Hay quienes ven paralelismos con la historia de la inteligencia artificial: décadas de avances incrementales hasta un punto de inflexión. Matt Kammer-Kerwick, investigador del UT Bureau of Business Research, señaló que "hay indicaciones de que estamos listos para los SMR, pero aún quedan preguntas; hablamos de esto, y volvamos a evaluar en seis meses" (UT Bureau of Business Research).

La preparación implica no solo tecnología y financiación, sino también la cadena de suministro industrial: plantas de fabricación, componentes especializados, capacidades de montaje y personal cualificado. Si el objetivo es la producción masiva y reducción de costes por economías de escala, se requieren inversiones en fábricas y logística, y marcos regulatorios que den certidumbre a largo plazo.

Impactos potenciales y alternativas

Si se cumplen los supuestos optimistas —reducción de costes, certificación regulatoria, contratos de compra a largo plazo—, los SMR podrían ofrecer una fuente firme que complemente renovables intermitentes, reducir emisiones y sostener industrias electrificadas. Por otro lado, si los costes se mantienen altos y los plazos se retrasan, la inversión podría desviarse hacia gas natural con captura de carbono, almacenamiento energético a gran escala o una combinación de renovables más baterías.

Reflexión final

Texas ha pasado de estudiar a legislar en menos de tres años, con dinero público y privado empujando proyectos de demostración y comerciales. La pregunta central no es solo si la tecnología funciona —varios prototipos prometen eficacia técnica—, sino si los incentivos, los mercados y la voluntad política producirán una industria que haga de los SMR una alternativa competitiva y responsable. El tiempo, la experiencia operativa de los reactores demostrativos y la evolución de los costes dirán si este capítulo nuclear será un renacimiento industrial o un réquiem de oportunidades no realizadas.

• Fuentes citadas:
  • Estudio del Bureau of Business Research, Universidad de Texas en Austin (cifras y proyección de demanda eléctrica).
  • Datos de mezcla de generación de ERCOT, 2023 (porcentajes por fuente).
  • Proyecciones de costes de SMR: National Renewable Energy Laboratory (NREL).
  • Declaraciones y proyectos: X-energy, Natura Resources, Aalo Atomics (promociones y entrevistas públicas).