Mercado de reactores modulares pequeños Tamaño y Compartir 2026-2035

Tamaño del mercado de reactores modulares pequeños

El mercado mundial de reactores modulares pequeños (SMR) se valoró en 3,600 millones de USD en 2025 y se prevé que alcance los 15,600 millones de USD en 2035, con una expansión a una tasa de crecimiento anual compuesta (TCAC) del 12,7 % entre 2026 y 2035. Según el último informe publicado por Global Market Insights Inc., el valor del mercado alcanza los 5,300 millones de USD en 2026.

El mercado abordable incluye sistemas modulares de generación nuclear y las actividades de despliegue asociadas para aplicaciones de generación eléctrica, calor industrial, hidrógeno, desalinización, investigación y energía en zonas remotas. Excluye la construcción convencional de reactores de gran tamaño, excepto cuando los programas de reactores existentes proporcionan referencias de licencias, cadena de suministro u operación para los diseños modulares. El crecimiento está pasando de los anuncios de diseño a proyectos con hitos de construcción, concesión de licencias, servicios públicos y demanda contratada por empresas.

La estimación del tamaño del mercado combina una evaluación ascendente de los programas de reactores anunciados, la capacidad, las fases de desarrollo y los plazos probables de despliegue con comprobaciones descendentes frente a los programas nucleares nacionales, el apoyo normativo y la demanda de uso final. El año base 2025 y el período de previsión 2026–2035 se mantienen constantes para el tipo de reactor, la aplicación, la conectividad, la ubicación, la capacidad, el uso final y la geografía.

Principales factores de crecimiento

La demanda mundial de electricidad está aumentando debido a la construcción de centros de datos, la carga de vehículos y la electrificación industrial. La AIE prevé que los centros de datos representen entre el 4 % y el 6 % del consumo mundial de electricidad en 2030, frente a aproximadamente el 1,5 % en 2022. ^{[1]International Energy Agency, “Data Centres and AI,” iea.org} Los SMR responden a una necesidad de adquisición específica: generación sin emisiones de carbono y gestionable, a una escala que puede ampliarse progresivamente. La consecuencia comercial es más importante allí donde los compradores valoran más una producción garantizada que la optimización marginal del precio de la energía.

El apoyo público modifica la distribución del riesgo para las primeras plantas comerciales. Los créditos fiscales a la producción de la Sección 45Y de Estados Unidos pueden proporcionar hasta 15 USD/MWh para la producción nuclear avanzada, mientras que la Estrategia sobre SMR de la Comisión Europea, publicada en marzo de 2026, estableció la Alianza Industrial Europea sobre SMR y fija como objetivo los primeros proyectos europeos a principios de la década de 2030. ^{[2]European Commission, “European SMR Strategy,” ec.europa.eu} Great British Energy – Nuclear seleccionó a Rolls-Royce SMR como su socio tecnológico preferente en junio de 2025. ^{[3]UK Government, “Great British Energy – Nuclear,” gov.uk} Estos programas no eliminan el riesgo de construcción, pero mejoran la visibilidad de los ingresos y coordinan la inversión nacional en la cadena de suministro.

La necesidad de capacidad firme es igualmente importante. El desmantelamiento de las centrales de carbón y gas envejecidas amplía la brecha entre las nuevas incorporaciones anuales de energías renovables y la capacidad firme disponible durante las horas de mayor tensión del sistema. Los SMR de entre 50 y 300 MWe pueden desplegarse progresivamente en función de la demanda local sin requerir de inmediato una ampliación de la red de transporte comparable a la necesaria para un reactor convencional de 1.000–1.600 MWe. ^{[4]World Nuclear Association, “Small Nuclear Power Reactors,” world-nuclear.org} El programa de Ontario Power Generation para cuatro unidades BWRX-300 en Darlington, con un presupuesto total de 20,900 millones de CAD, constituye una prueba real de ese planteamiento de construcción incremental. ^{[5]Canadian Nuclear Safety Commission, “Darlington New Nuclear Project,” cnsc-ccsn.gc.ca}

La descarbonización industrial amplía la demanda más allá de la electricidad. Las industrias petroquímica, cementera, siderúrgica y papelera requieren calor de alta temperatura que la energía eólica y la solar no proporcionan directamente. ^{[6]Nuclear Engineering International, “Nuclear Process Heat,” neimagazine.com} Los diseños HTGR pueden funcionar a temperaturas de hasta 750 °C, y el Xe-100 de X-energy está siendo sometido a la revisión del permiso de construcción para la planta petroquímica de Dow en Seadrift, Texas. ^{[7]U.S. Department of Energy, “Advanced Reactor Demonstration Program,” energy.gov} Los requisitos europeos de ajuste en frontera por carbono refuerzan el argumento a favor de que los exportadores industriales aseguren tanto calor bajo en carbono como electricidad baja en carbono.

Principales restricciones

El gasto de capital de los primeros proyectos de su clase sigue siendo la principal restricción comercial inmediata. El presupuesto de cuatro unidades de Darlington implica una intensidad de capital para la primera unidad superior al nivel generalmente asociado a la competitividad de las centrales de gas de ciclo combinado. La cancelación del Carbon Free Power Project de NuScale, después de que el precio estimado de la electricidad aumentara de 58 USD/MWh a 89 USD/MWh, puso de manifiesto el impacto de la falta de certeza sobre la contratación de la producción en un proyecto modular. ^{[8]OECD Nuclear Energy Agency, “Small Modular Reactors,” oecd-nea.org} Por tanto, la viabilidad económica depende del aprendizaje obtenido mediante la producción en serie, las adquisiciones seriadas y la asignación de riesgos, y no del coste de capital de un único prototipo.

La concesión de licencias genera un largo intervalo entre la inversión y los ingresos. El proceso de la NRC de EE. UU. incluye revisiones del permiso de construcción y de la licencia de explotación, mientras que las carencias de información pueden alargar cada etapa. El marco de la Parte 53 de 2026 está concebido para dar cabida a configuraciones no basadas en reactores de agua ligera y a configuraciones avanzadas. ^{[9]U.S. Nuclear Regulatory Commission, “Part 53 Regulatory Framework,” nrc.gov} Las vías específicas deberían reducir la incertidumbre con el tiempo; no obstante, los desarrolladores siguen necesitando expedientes de seguridad completos, un suministro de combustible cualificado y aprobaciones específicas para cada emplazamiento antes de que los ingresos de construcción puedan transformarse en flujo de caja operativo.

Análisis del segmento del mercado de reactores modulares pequeños

Por tipo de reactor

Los diseños PWR lideraron con una cuota del 31 % en 2025 y se prevé que crezcan a una tasa de crecimiento anual compuesta (TCAC) del 16,3 %. Su ventaja se debe a una logística de combustible consolidada, precedentes en materia de seguridad y experiencia operativa en toda la flota nuclear. El módulo US460 VOYGR de 77 MWe de NuScale recibió la aprobación de diseño estándar de la NRC en mayo de 2025, mientras que el ACP100 de 125 MWe de CNNC, en Changjiang, completó una prueba de puesta en marcha con vapor de turbina no nuclear en diciembre de 2024. Los diseños BWR registraron una cuota del 28 % y se prevé que crezcan a una TCAC del 18,6 %, impulsados por el BWRX-300 de GE Vernova Hitachi, que utiliza uranio poco enriquecido estándar y se basa en los fundamentos de seguridad del ESBWR.

Los reactores de neutrones rápidos registraron una cuota del 30 %, pero presentan la TCAC más baja entre los principales tipos, del 9,7 %, porque los diseños refrigerados por sodio y plomo afrontan ciclos de desarrollo y licenciamiento más largos. El Natrium de TerraPower combina refrigeración por sodio con almacenamiento térmico en sales fundidas, mientras que el BREST-OD-300 de Rosatom impulsa la tecnología refrigerada por plomo en Seversk. Los diseños HTGR registraron una cuota del 9,6 % y se prevé que crezcan a una TCAC del 29 %, respaldados por el HTR-PM comercial de China y la vía de despliegue industrial del Xe-100 de X-energy. Los sistemas de sales fundidas/FHR registraron una cuota del 1 % y se prevé que crezcan a una TCAC del 30,3 %; el KP-FHR de Kairos Power, el IMSR de Terrestrial Energy y el CMSR de Seaborg abordan aplicaciones de alta temperatura y usos costeros. Otros diseños, como el Aurora de Oklo y el EM² de General Atomics, parten de una cuota del 0,4 %, pero presentan una TCAC del 36,3 % desde una base reducida.

Por aplicación

La generación de electricidad representó el 80 % del mercado en 2025 y se prevé que crezca a una TCAC del 16,7 %. Los programas de las empresas eléctricas y la contratación corporativa sustentan este segmento, incluida la participación de Duke Energy, Ontario Power Generation y TVA en el desarrollo del diseño del BWRX-300. Los compradores de tecnología representan la mayor cuota de la capacidad comprometida objeto de seguimiento, lo que refleja la demanda de electricidad sin emisiones de carbono disponible las 24 horas del día, los 7 días de la semana. El calor industrial y de proceso registró una cuota del 8 % y se prevé que se expanda a una TCAC del 23,1 %. Un estudio de NuScale y el Pacific Northwest National Laboratory validó la capacidad del módulo de 77 MWe para suministrar vapor de proceso y, al mismo tiempo, exportar electricidad, reforzando el caso de la cogeneración.

La producción de hidrógeno registró una cuota del 5 % y se prevé que crezca a una TCAC del 17,7 %. La Agencia de Energía Nuclear de la OCDE identifica el hidrógeno como una aplicación no eléctrica prioritaria, aunque el hidrógeno rosa competitivo depende de unos costes de capital de los reactores más bajos. La desalación y el tratamiento del agua registraron una cuota del 4 % y una TCAC del 17,7 %, favorecidos por la aprobación del SMART100 en Corea del Sur y el historial operativo del Akademik Lomonosov en Rusia.

Investigación/demostración registró una cuota del 3% y se prevé que crezca a una TCAC del 24,5%, ya que la Iniciativa de Armonización y Normalización Nuclear del OIEA coordina el trabajo entre 15 Estados miembros. ^{[10]International Atomic Energy Agency, “Nuclear Harmonization and Standardization Initiative,” iaea.org}

Por conectividad

Los sistemas conectados a la red constituyen el núcleo del mercado comercial, ya que atienden la sustitución de capacidad de las empresas eléctricas, los polos industriales y las grandes cargas corporativas. La actividad del BWRX-300 en Darlington y la solicitud de TVA para Clinch River representan las vías de conexión a la red más visibles de Norteamérica. Los sistemas sin conexión a la red o remotos responden a un problema económico diferente: sustituir el diésel en lugares donde el coste de la energía suministrada es elevado y la ampliación de la red no resulta viable. Project Pele, el reactor de pruebas Hermes de Kairos y el MMR de 5 MWe de USNC ilustran las etapas técnicas y regulatorias necesarias antes del despliegue de flotas remotas.

Por ubicación

Los proyectos terrestres lideran la previsión, ya que los procesos actuales de concesión de licencias, construcción e interconexión de las empresas eléctricas están diseñados para emplazamientos fijos. Darlington, Kemmerer, Changjiang, Shidaowan y Seadrift ponen de manifiesto la importancia de la preparación de los emplazamientos industriales y de contar con jurisdicciones regulatorias consolidadas. Los sistemas marinos o flotantes siguen siendo relevantes para costas remotas, islas y operaciones en el Ártico. El Akademik Lomonosov de Rosatom demuestra el modelo operativo, mientras que el CMSR de 100 MWe montado en una barcaza de Seaborg está orientado al despliegue costero. La elección de la ubicación determinará cada vez más la concesión de permisos, la logística, la refrigeración y el acceso a los compradores de energía, en lugar de limitarse al transporte del reactor.

Por capacidad

Los sistemas de menos de 50 MW atienden aplicaciones de minería remota, sectores vinculados a la defensa y cargas aisladas, en las que los costes del diésel pueden superar 1 USD/kWh. El MMR de USNC y el Aurora de 1,5 MWe de Oklo se incluyen en esta categoría. Los intervalos de 50–100 MW y 101–300 MW se corresponden con ampliaciones modulares de empresas eléctricas y sistemas industriales de cogeneración; el módulo de 77 MWe de NuScale, el módulo Xe-100 de 80 MWe de X-energy, ARC-100, ACP100, BWRX-300 y AP300 se sitúan en estos intervalos. Los proyectos de más de 300 MW abarcan configuraciones a escala de flota o híbridas, incluido el diseño de 470 MWe de Rolls-Royce SMR y la capacidad de producción máxima de 500 MWe de TerraPower. La selección de la capacidad sigue estando vinculada a la demanda del emplazamiento, la capacidad de financiación y el valor de una construcción por etapas.

Por uso final

Las empresas eléctricas siguen siendo el principal grupo de uso final, ya que controlan los emplazamientos, la interconexión a la red y los contratos de suministro eléctrico de larga duración. Los organismos gubernamentales y las empresas estatales respaldan los primeros proyectos mediante programas nucleares nacionales, necesidades de defensa y financiación soberana. Los operadores industriales valoran la integración de vapor y calor, como demuestra el proyecto de Dow en Seadrift. Los centros de datos están surgiendo como una categoría específica de compradores de energía, a medida que Amazon invierte en X-energy, Google formaliza contratos con Kairos Power y Meta impulsa capacidad de Natrium. Entre los demás usuarios se incluyen las operaciones mineras remotas y las plantas de tratamiento de agua, donde los costes de suministro de combustible y los requisitos de fiabilidad modifican la economía del proyecto.

Análisis regional del mercado de reactores modulares pequeños

América del Norte

América del Norte registró una cuota de mercado del 47 % en 2025 y se prevé que crezca a una tasa de crecimiento anual compuesta (TCAC) del 15,1 %. Canadá ofrece el indicador más claro de actividad constructiva de la región mediante el proyecto BWRX-300 de Darlington. En Estados Unidos, TVA presentó en mayo de 2025 una solicitud de permiso de construcción para un BWRX-300 en Clinch River, mientras TerraPower impulsa el proyecto Natrium en Kemmerer. La limitación de la región no es la demanda, sino la conversión de las licencias y el interés empresarial en programas de construcción replicables.

Europa

Europa registró una cuota del 29 % y se prevé que crezca a una TCAC del 17,3 %. La selección de Rolls-Royce SMR por parte del Reino Unido en junio de 2025 y el contrato de Videberg Kraft en Suecia respaldan una base industrial regional. El Acuerdo de Diseño Genérico de Polonia para el BWRX-300 y la estrategia de la UE de marzo de 2026 amplían la cartera de proyectos. EDF, de Francia, participa en los trabajos europeos sobre reactores modulares pequeños, mientras que Rumanía y Rusia siguen siendo relevantes para la base nuclear regional. El principal factor limitante de Europa es la fragmentación de las estructuras nacionales de aprobación, financiación y contratación.

Asia-Pacífico

Asia-Pacífico registró una cuota del 19 % y se prevé que crezca a una TCAC del 20,6 %. China combina el HTR-PM comercial con el programa ACP100 y un marco más amplio de aprobaciones de reactores. La revisión de la Ley de Seguridad Nuclear de Corea del Sur de 2026, las capacidades nucleares consolidadas de Japón y el plan de India para desarrollar un reactor pequeño de 220 MWe basado en PHWR amplían la base tecnológica de la región. La escala de ejecución de China proporciona a la región su ventaja industrial más sólida a corto plazo, aunque los programas nacionales siguen siendo distintos y no están plenamente integrados.

Oriente Medio y África

Oriente Medio y África registraron una cuota del 5 % y se prevé que crezcan a una TCAC del 41,1 %. ENEC y GE Vernova Hitachi firmaron en mayo de 2025 un memorando para evaluar la implantación del BWRX-300 en el marco del programa ADVANCE. El SNAEP de Arabia Saudí incluye reactores modulares pequeños junto con reactores de gran tamaño y actividades de exploración de uranio, mientras que Sudáfrica representa un posible mercado regional a largo plazo. La oportunidad de la región es mayor allí donde convergen la desalación, el desarrollo industrial y el suministro fiable de energía baja en carbono.

América Latina registró una cuota del 4 % y se prevé que crezca a una TCAC del 13,6 %. La suspensión de la construcción del CAREM-25 en Argentina para revisar el diseño pone de manifiesto el riesgo de ejecución al que se enfrentan los primeros programas de reactores PWR integrales. Brasil considera los reactores de escala modular pequeña un complemento a largo plazo de su sistema hidroeléctrico. El desarrollo del mercado dependerá de la continuidad de las políticas, la capacidad de financiación y la posibilidad de vincular la inversión nuclear con las prioridades industriales y de resiliencia de la red.

Cuota de mercado y panorama competitivo de los reactores modulares pequeños

El mercado de 2025 está moderadamente concentrado. GE Hitachi Nuclear Energy lideró con una cuota del 19,5%, y las cinco principales empresas —GE Hitachi Nuclear Energy, CNNC, TerraPower, Rolls-Royce SMR Ltd y Rosatom— concentraron aproximadamente el 64%. La ventaja de GE Hitachi reside en su posición en materia de concesión de licencias y despliegue simultáneos en Canadá, Estados Unidos, Reino Unido y Polonia. La ventaja de CNNC es su amplitud operativa mediante las actividades de HTR-PM y ACP100. TerraPower lidera el desarrollo occidental de reactores rápidos refrigerados por sodio, Rolls-Royce SMR constituye un referente en la actividad europea de reactores PWR fabricados en serie y Rosatom conserva el historial más desarrollado en reactores flotantes.

La diferenciación competitiva se orienta hacia la capacidad de ejecución. ARC Clean Technology se dirige al suministro de calor industrial con ARC-100. EDF aporta experiencia en la gestión de flotas al desarrollo preliminar europeo. La capacidad nacional de General Atomics para producir combustible TRISO respalda la resiliencia del suministro de reactores avanzados. Holtec impulsa el SMR-300 en las vías de desarrollo del Reino Unido y Estados Unidos, mientras que Huaneng Group amplía su actividad en HTR-PM. Moltex, Seaborg, Terrestrial Energy y ThorCon desarrollan configuraciones de sales fundidas; Kairos impulsa el KP-FHR con Google como comprador de la producción. NuScale conserva sus hitos regulatorios, pero se ha reposicionado internacionalmente tras la cancelación de su proyecto en 2023. Oklo, USNC y Westinghouse abordan oportunidades en los segmentos de microrreactores, aplicaciones remotas y reactores PWR estandarizados. El Xe-100 de X-energy y su proyecto con Dow constituyen la referencia estadounidense más clara en materia de cogeneración industrial.

Desarrollos recientes del sector

• Junio de 2026: la NRC de Estados Unidos concedió a TerraPower un permiso comercial de construcción de un reactor modular pequeño para Natrium en Kemmerer, Wyoming. La autorización permite que uno de los principales proyectos de reactores no refrigerados por agua ligera pase de la fase de desarrollo a la construcción física del reactor.

• Mayo de 2026: TerraPower firmó acuerdos de comercialización de flotas con HD Hyundai y Hyundai Engineering & Construction. Estos acuerdos refuerzan la vía de suministro industrial necesaria para un despliegue repetible.

• Abril de 2026: el Ministerio de Inversión de los EAU y el grupo chino Jereh Group formalizaron una alianza de energía limpia y desarrollo industrial que incluye el despliegue de reactores modulares pequeños. Este desarrollo vincula el interés por los reactores con la política industrial.

• Febrero de 2026: Rolls-Royce SMR fue seleccionado por la empresa sueca Videberg Kraft para un proyecto valorado en miles de millones de libras. La selección amplía el alcance contractual del desarrollador europeo más allá del Reino Unido.