Paliwo jądrowe nowym wąskim gardłem. AI i reaktory SMR zmieniają rynek

W grudniu 2022 roku TerraPower, firma jądrowa współzałożona przez Billa Gatesa, poinformowała, iż uruchomienie jej pierwszego reaktora Natrium w amerykańskim stanie Wyoming przesunie się o co najmniej 2 lata. Przyczyną nie był brak pieniędzy, problem technologiczny ani opór regulatora. Zabrakło paliwa. Cały harmonogram zakładał, iż pierwszy wsad specjalnego paliwa HALEU zostanie kupiony w Rosji, a po inwazji na Ukrainę ta droga się zamknęła. Poza Rosją nikt nie produkował wówczas tego materiału na skalę komercyjną.

Ta historia dobrze oddaje coś, co w dyskusji o renesansie energetyki jądrowej często umyka. Uwaga inwestorów i mediów skupia się na reaktorach: kto pierwszy zbuduje mały reaktor modułowy SMR, która spółka podpisze umowę z gigantem technologicznym i czyj kurs zareaguje na kolejny komunikat. Znacznie rzadziej pada pytanie, czym te reaktory będą zasilane i skąd to paliwo ma się wziąć.

Umowę na dostawy energii z gigantem technologicznym podpisuje się w kilka miesięcy. Zakład wzbogacania uranu powstaje latami, a od odkrycia złoża do uruchomienia kopalni mija dziś od 10 do 20 lat. Im głębiej w łańcuchu dostaw, tym trudniej gwałtownie zwiększyć podaż i tym rzadziej mówi się o tym w mediach. Właśnie w tym rozjeździe między uwagą rynku, a fizycznymi ograniczeniami może kryć się dziś najciekawsza asymetria inwestycyjna.

Skąd bierze się popyt na uran?

Punktem wyjścia jest popyt na energię ze strony sztucznej inteligencji. Centra danych zużywają ogromne ilości prądu, i to w trybie ciągłym. Wiatr i słońce są tanie, ale niestabilne, a gaz trudno pogodzić z celami redukcji emisji, do których branża technologiczna zobowiązała się pod presją regulatorów. Energetyka jądrowa oferuje to, czego potrzebuje serwerownia, czyli stabilną, bezemisyjną moc przez całą dobę.

Jesienią 2024 roku Microsoft podpisał z Constellation 20-letnią umowę, która otworzyła drogę do ponownego uruchomienia bloku Three Mile Island 1. Google zawarł umowę z Kairos Power na 500 MW z reaktorów nowej generacji, a Amazon zainwestował w X-energy z celem 5 GW mocy w ciągu 15 lat. W styczniu 2026 roku Meta ogłosiła pakiet porozumień z Vistrą, TerraPower i Oklo, który może sfinansować do 6,6 GW mocy do 2035 roku, w tym do 8 reaktorów Natrium. Umowy te dotyczą zakupu energii, finansowania budowy reaktorów albo objęcia udziałów w spółkach deweloperskich.

Warto zwrócić uwagę na charakter tych umów. Dotyczą one zakupu energii, finansowania budowy reaktorów albo udziałów w ich deweloperach. Z publicznie dostępnych informacji nie wynika, by którykolwiek z gigantów zabezpieczył sobie bezpośrednio paliwo. Ma to znaczenie, bo paliwa jądrowego nie kupuje się w jednym miejscu. Operator elektrowni osobno kontraktuje uran, jego konwersję, wzbogacanie i produkcję zestawów paliwowych, zwykle w umowach na wiele lat do przodu. Giganci technologiczni kupują jedynie prąd, więc cały ten proces spada na operatorów i deweloperów reaktorów, a w przypadku młodych spółek, takich jak TerraPower czy Oklo, oznacza budowanie łańcucha dostaw od zera. Przykład TerraPower pokazuje, czym to grozi. Gdy zniknęła możliwość zakupu paliwa w Rosji, okazało się, iż nikt na Zachodzie nie dostarczy go w potrzebnej ilości. Nie był to przypadek. Po katastrofie w Fukushimie w 2011 roku ceny uranu przez ponad dekadę pozostawały niskie, a inwestycje w nowe kopalnie i zakłady wzbogacania przestały się opłacać. Nowy popyt trafia więc na rynek, który przez lata się kurczył, zamiast się rozbudowywać.

Przez ponad 12 lat cena uranu znajdowała się poniżej ceny z początku 2011 roku, z okresu katastrofy w Fukushimie. Źródło: tradingview.com

Trzeba przy tym zachować proporcje. Centra danych są najbardziej medialnym, ale nie głównym źródłem rosnącego popytu na uran. Według World Nuclear Association na świecie buduje się w tej chwili około 80 reaktorów o łącznej mocy ponad 86 GW, z czego blisko połowa w Chinach. Deklarację potrojenia światowych mocy jądrowych do 2050 roku, ogłoszoną na szczycie klimatycznym COP28 w 2023 roku, poparły już 38 państwa. Do tego dochodzi przedłużanie pracy istniejących bloków, ponowne uruchamianie wyłączonych reaktorów, m.in. w Japonii i USA, oraz rosnąca rola atomu w polityce bezpieczeństwa energetycznego po 2022 roku. To te czynniki są fundamentem prognoz zapotrzebowania na uran, a sztuczna inteligencja dokłada do nich kolejną warstwę popytu.

Bloki jądrowe i reaktory SMR

Duże bloki jądrowe mają „złą” reputację finansową. Amerykańska elektrownia Vogtle, ostatnia nowa inwestycja tego typu w USA, była budowana kilkanaście lat i kosztowała dużo więcej, niż zakładano. Odpowiedzią branży mają być małe reaktory modułowe, czyli SMR. Zamiast budować każdą elektrownię jako unikalny megaprojekt, produkuje się powtarzalne moduły w fabryce i składa je na miejscu. Mniejsza skala oznacza niższy nakład kapitału, krótszą budowę i możliwość stopniowego dokładania mocy. SMR nie jest jednak jedną technologią, co w medialnych przekazach często się zaciera.

Część projektów to pomniejszone wersje klasycznych reaktorów chłodzonych wodą, zasilane tym samym paliwem co obecne elektrownie, czyli uranem wzbogaconym do około 5%. Należą do nich NuScale Power (ticker SMR), który jako pierwszy uzyskał zatwierdzenie projektu od amerykańskiego regulatora NRC, oraz BWRX-300 rozwijany przez GE Vernova (GEV). To właśnie BWRX-300 ma stanąć w Polsce. Orlen Synthos Green Energy wskazał Włocławek jako lokalizację pierwszego bloku i planuje jego uruchomienie na początek lat 30.

Druga grupa (ponad połowa w tej chwili rozwijanych projektów SMR) to reaktory zaawansowane, które zamiast wody wykorzystują ciekły sód, sole stopione lub hel. Pracują w wyższych temperaturach i przy niskim ciśnieniu, a do tego potrzebują paliwa o wyższym wzbogaceniu, czyli HALEU. Na giełdzie reprezentują je Oklo (OKLO) z reaktorem Aurora, X-energy (XE) z reaktorem Xe-100, debiutujące na Nasdaq w kwietniu 2026 roku, oraz NANO Nuclear Energy (NNE), rozwijająca mikroreaktory. Do tej kategorii należą też prywatne TerraPower i Kairos Power.

Tabela: Wybrane projekty małych i zaawansowanych reaktorów jądrowych. Źródła: NRC, World Nuclear News, American Nuclear Society, materiały spółek.

To rozróżnienie ma dwie konsekwencje. Pierwsza dotyczy paliwa – reaktor na zwykłym LEU korzysta z istniejącego, choć napiętego łańcucha dostaw, a reaktor na HALEU czeka na łańcuch, który dopiero powstaje. Druga dotyczy wyceny. Oklo czy NANO Nuclear nie mają jeszcze komercyjnie działającego reaktora, a ich kursy zależą głównie od oczekiwań rynku. Ostatnie dwa lata pokazały, jak zmienne są te oczekiwania: po silnych wzrostach w 2025 roku Oklo i NuScale mocno traciły w 2026 roku, mimo dobrych informacji z sektora.

Wykres kursu akcji Oklo Inc. i NuScale Inc. Źródło: tradingview.com

Dziś nikt, łącznie z gigantami technologicznymi, nie wie, która technologia wygra. Dlatego Meta, Amazon i Google rozłożyły zakłady na kilka projektów jednocześnie. Niezależnie jednak od tego, czy wygra reaktor sodowy, gazowy czy wodny, każdy będzie potrzebował wzbogaconego uranu.

Wzbogacanie uranu i HALEU

Uran, którego cenę widzimy w notowaniach, to żółty proszek U₃O₈, czyli tlenek uranu produkowany przez kopalnie. Tylko około 0,7% jego atomów to izotop U-235, który podtrzymuje reakcję łańcuchową w reaktorze. Reszta to U-238, który do tego się nie nadaje.

Żeby to osiągnąć, uran przechodzi dwa etapy. Najpierw w procesie konwersji zamienia się go w gaz, sześciofluorek uranu (UF₆). Potem ten gaz trafia do zakładu wzbogacania, gdzie kaskady wirówek stopniowo oddzielają lżejsze atomy U-235 od cięższych U-238.

Z jednej porcji surowca powstają w ten sposób dwa strumienie – niewielka ilość uranu wzbogaconego i znacznie większa ilość uranu zubożonego, w którym zostaje zwykle około 0,25% U-235. Wysiłek, jaki trzeba włożyć w to rozdzielenie, mierzy się w jednostkach pracy rozdzielczej (ang. separative work unit, SWU). W tych jednostkach wycenia się usługę wzbogacania, podobnie jak sam surowiec wycenia się w funtach U₃O₈. Im wyższe wzbogacenie, tym więcej uranu naturalnego trzeba przepuścić przez wirówki i tym więcej pracy trzeba wykonać.

Liczby dobrze pokazują skalę tej różnicy. Kilogram typowego paliwa wzbogaconego do 4,5% wymaga około 9 kg uranu naturalnego, czyli około 24 funtów U₃O₈, oraz niespełna 7 SWU. Kilogram HALEU o wzbogaceniu 19,75% wymaga już około 42 kg uranu naturalnego, czyli około 110 funtów U₃O₈, i około 41 SWU. Na każdy kilogram paliwa przypada więc mniej więcej 5 razy więcej surowca i 6 razy więcej pracy wzbogacania.

Dwa zestawy słupków dla paliwa 4,5% i HALEU 19,75%: kg uranu naturalnego na kg paliwa (ok. 9 vs 42) oraz SWU na kg paliwa (ok. 7 vs 41). Źródło: Opracowanie własne, zgodne ze standardami branży.

Potencjalny prowzrostowy efekt rynkowy wynika z czegoś innego, a mianowicie z momentu, w którym paliwo trzeba kupić. Działająca elektrownia co półtora do dwóch lat wymienia tylko część rdzenia, zwykle jedną trzecią lub jedną czwartą, więc jej zakupy są regularne i przewidywalne. Nowy reaktor, niezależnie od technologii, musi natomiast jeszcze przed uruchomieniem kupić cały pierwszy rdzeń. Dla klasycznego bloku o mocy 1 GW to według szacunków około 500 ton uranu naturalnego, czyli mniej więcej 3 razy więcej niż jego późniejsze roczne zużycie. Każda fala nowych reaktorów tworzy więc jednorazowy skok popytu, nałożony na bieżące zakupy istniejącej floty. W reaktorach na HALEU ten skok jest większy, bo każdy kilogram pierwszego rdzenia wymaga kilkukrotnie więcej uranu i pracy wzbogacania, a część z nich ma pracować bez wymiany paliwa przez wiele lat, więc kupuje dużą jego część z góry. Gdy takich reaktorów zaczną powstawać dziesiątki, ich pierwsze rdzenie będą konkurować o moce wzbogacania, które na Zachodzie dopiero się tworzą.

Pochodzenie HALEU

Do tego dochodzi geopolityka. Rosja odpowiada za około 44% światowych mocy wzbogacania, a jej spółka TENEX była do niedawna jedynym komercyjnym dostawcą HALEU. Stany Zjednoczone zakazały importu rosyjskiego wzbogaconego uranu w 2024 roku, a wszystkie wyjątki od tego zakazu wygasają najpóźniej 1 stycznia 2028 roku.

Ceny już to odzwierciedlają. W 2018 roku usługa wzbogacania kosztowała na rynku spot około 35 USD za SWU, a w latach 2025-2026 według różnych źródeł branżowych (Research and Markets, The Northern Miner) już od około 160 do ponad 200 USD.

W tym miejscu pojawia się Centrus Energy (LEU). To w tej chwili jedyny zachodni podmiot z licencją na produkcję HALEU. Jego demonstracyjna kaskada w Piketon w Ohio dostarczyła Departamentowi Energii USA ponad 1900 kg tego materiału. W styczniu 2026 roku Departament Energii rozdzielił 2,7 mld USD na odbudowę krajowego wzbogacania, a Centrus otrzymał z tej puli zlecenie o wartości 900 mln USD na komercyjną kaskadę HALEU. Spółka podpisała też umowy odbioru z deweloperami reaktorów, w tym z X-energy, które przewidują przedpłaty finansujące rozbudowę. Taką samą kwotę na HALEU otrzymała prywatna firma General Matter. Urenco planuje własny zakład HALEU w brytyjskim Capenhurst około 2031 roku, a Global Laser Enrichment, współkontrolowane przez Cameco i australijski Silex, rozwija technologię wzbogacania laserowego. Pozycja Centrusa jest więc pozycją pierwszego gracza, a nie trwałym monopolem. Jej wartość zależy przede wszystkim od tego, czy spółka zdąży zbudować skalę, zanim pojawi się konkurencja.

Wykres kursu akcji Centrus Energy. Rynek nie przeoczył tego, iż wzbogacanie jest wąskim gardłem, ale kwestionuje, czy zarobi na nim akurat Centrus. Źródło: tradingview.com

Warto wspomnieć jeszcze o konwersji, czyli etapie między kopalnią, a wzbogacaniem. Na Zachodzie działa tylko kilka takich zakładów, a ich wolne moce praktycznie się wyczerpały. To drugie, mniej znane wąskie gardło, które może ograniczać podaż paliwa choćby wtedy, gdy uranu w kopalniach przybędzie.

Kopalnie uranu

Uranu na świecie nie brakuje. Według najnowszej edycji Red Book, raportu OECD NEA i MAEA, zidentyfikowane zasoby możliwe do wydobycia przy koszcie do 100 USD za funt U₃O₈ przekraczają 7,9 mln ton uranu. Problemem nie jest ilość uranu w ziemi, ale tempo, w jakim da się zamienić go w roczną produkcję.

W 2024 roku około 60 tys. ton uranu, a zapotrzebowanie reaktorów w 2025 roku szacowane jest na około 69 tys. ton. Różnicę pokrywają zapasy i źródła wtórne, ale te bufory są skończone. W scenariuszu referencyjnym WNA zapotrzebowanie wzrośnie do około 87 tys. ton w 2030 roku i ponad 150 tys. ton w 2040 roku. Jednocześnie wydobycie z kopalń działających już dziś ma po 2030 roku spaść mniej więcej o połowę, bo ich złoża będą się wyczerpywać. Uranu w ziemi wystarczy, ale żeby utrzymać, a tym bardziej zwiększyć produkcję, trzeba zbudować nowe kopalnie w miejsce starych.

Nowej podaży nie da się uruchomić szybko. Od odkrycia złoża do rozpoczęcia wydobycia mija dziś od 10 do 20 lat, bo projekt musi przejść studia wykonalności, ocenę środowiskową, licencjonowanie, finansowanie liczone w miliardach dolarów, budowę i rozruch, a na każdym z tych etapów może się zatrzymać. Dlatego zasobów raportowanych przez spółki wydobywcze nie należy traktować jako przyszłej podaży. Najbardziej zaawansowane projekty to Rook I firmy NexGen Energy (NXE), który po uzyskaniu w 2026 roku ostatnich zgód wchodzi w czteroletnią budowę i ma produkować do 30 mln funtów rocznie, oraz Phoenix firmy Denison Mines (DNN), z pierwszą produkcją planowaną na połowę 2028 roku. W dużej mierze zastąpią one jednak wyczerpujące się kopalnie. Producenci nie rozbudowują przy tym mocy na zapas. Kazatomprom, największy wydobywca na świecie, zaplanował produkcję na 2026 rok o około 10% niższą, niż pozwalają mu umowy koncesyjne, bo uważa, iż obecny poziom kontraktów wieloletnich nie uzasadnia pełnego wykorzystania mocy. Nowa podaż pojawia się więc dopiero wtedy, gdy elektrownie podpiszą umowy, a od umowy do pierwszych dostaw z nowej kopalni mijają lata.

Tymczasem elektrownie, które kupują większość uranu w kontraktach wieloletnich, wciąż kontraktują mniej, niż zużywają, na co w lipcu 2026 roku zwracał uwagę zarząd Cameco. Mimo to cena długoterminowa doszła do okolic 95 USD za funt, najwyżej od kilkunastu lat. Rynek drożeje więc, zanim największa grupa kupujących zaczęła uzupełniać swoje potrzeby.

Dochodzi do tego asymetria między kupującymi. Według NEI, całkowity koszt wytwarzania energii w amerykańskiej elektrowni jądrowej wyniósł w 2025 roku 36,46 USD za MWh, z czego sam uran przy obecnych cenach odpowiada za około 5 USD. Trzykrotny wzrost ceny uranu podniósłby więc koszt wytwarzania o około 10 USD na MWh, czyli o blisko 30%. Dla elektrowni, która zarabia na różnicy między ceną prądu, a kosztem jego wytworzenia, to poważne obciążenie marży, dlatego operatorzy kupują paliwo ostrożnie i negocjują każdy dolar. Dla właściciela centrum danych ten sam wzrost wygląda zupełnie inaczej. Centrum danych o mocy 1 GW, pracujące przez cały rok, zużywa około 8,8 mln MWh, więc dodatkowe 10 USD na MWh to około 90 mln USD rocznie, ułamek procenta inwestycji liczonej w dziesiątkach miliardów dolarów. Znacznie więcej kosztowałby go brak prądu i stojące bezczynnie serwery. Gdyby giganci technologiczni zaczęli kiedyś kupować paliwo bezpośrednio, liczyłaby się dla nich przede wszystkim pewność dostaw, a nie cena. A na rynku o ograniczonej podaży cenę wyznaczają właśnie najbardziej zdeterminowani kupujący.

Bycza teza na uran w pigułce

Rynek uranu potencjalnie wchodzi w okres rosnącego popytu z deficytem pierwotnej podaży, który istnieje niezależnie od sztucznej inteligencji. Wynika on z samej rozbudowy floty reaktorów na świecie i z wyczerpywania się dotychczasowych kopalń. Sztuczna inteligencja i reaktory nowej generacji ten deficyt pogłębiają, przez skokowy popyt na pierwsze rdzenie, przez większe zapotrzebowanie na wzbogacanie przy paliwie HALEU i reaktorach SMR i przez pojawienie się kupujących, dla których cena paliwa ma drugorzędne znaczenie. Po stronie podaży wyższa cena sama nie wystarczy. Potrzebny jest czas, kapitał i zgody, a tych nie da się ot tak zmotywować ceną przyspieszyć.

Ryzyka

Wspomniany Kazatomprom produkuje dziś poniżej poziomów, na które pozwalają mu umowy koncesyjne, a ponieważ wydobywa uran metodą ługowania otworowego, może zwiększać produkcję szybciej niż producenci z klasycznych kopalń. W ostatnich latach hamowały go wprawdzie niedobory kwasu siarkowego i opóźnienia w zagospodarowaniu nowych złóż, ale jeżeli ceny i kontrakty wyraźnie wzrosną, kazachska podaż może zahamować wzrosty szybciej, niż zakłada bycza teza. Drugim ryzykiem jest strona popytowa. Budowy reaktorów regularnie się opóźniają, a boom inwestycyjny w sztuczną inteligencję może wyhamować, jeżeli jej monetyzacja rozczaruje. Trzecim są zapasy, których rzeczywista wielkość u elektrowni, rządów i pośredników jest słabo znana i może okazać się większa, niż zakłada rynek. Czwartym jest polityka, bo ewentualne złagodzenie sankcji wobec Rosji przywróciłoby na rynek tańsze wzbogacanie i podważyło ekonomikę nowych zachodnich zakładów.

Osobnym ryzykiem jest paradoks HALEU. jeżeli paliwa dla zaawansowanych reaktorów długo nie będzie, opóźnią się również same reaktory, a wraz z nimi popyt na ich pierwsze rdzenie. Wąskie gardło, które jest argumentem za tezą, może więc jednocześnie przesuwać w czasie jej realizację. Najważniejsze jest jednak to, iż trafna teza dotycząca surowca nie przekłada się automatycznie na zyski z akcji. Dobrze pokazuje to Centrus, bo mimo rekordowych cen wzbogacania jego akcje straciły od szczytu z października 2025 roku blisko 80%, bo rynek zaczął wyceniać miliardowe nakłady na nowe moce, kolejne emisje akcji i rosnącą konkurencję.

Które spółki mogą skorzystać na niedoborach paliwa jądrowego?

Potencjalne możliwości inwestycyjne związane z rozwojem energetyki jądrowej nie ograniczają się do producentów reaktorów czy samych kopalń uranu. Istotną rolę odgrywają również przedsiębiorstwa odpowiedzialne za konwersję, wzbogacanie i dostarczanie paliwa jądrowego. To właśnie w tych segmentach mogą pojawić się największe ograniczenia podaży, szczególnie w przypadku zaawansowanych reaktorów wykorzystujących paliwo HALEU.

Przykładem spółki działającej w tym obszarze jest wcześniej wspomniana Centrus Energy (LEU), rozwijająca amerykańskie moce wzbogacania uranu. Inną możliwością uzyskania ekspozycji na łańcuch dostaw paliwa jądrowego są akcje producentów uranu, takich jak Cameco (CCJ), NexGen Energy (NXE) czy Denison Mines (DNN). Trzeba jednak pamiętać, iż każda z tych firm zajmuje inne miejsce w łańcuchu dostaw, a jej wyniki zależą od odmiennych czynników.

Inwestorzy powinni zwracać uwagę nie tylko na prognozy cen uranu, ale także na strukturę kontraktów, planowane nakłady inwestycyjne, terminy uruchamiania nowych mocy produkcyjnych oraz ryzyko opóźnień. Rosnące zapotrzebowanie na paliwo jądrowe nie oznacza bowiem automatycznie wzrostu zysków wszystkich przedsiębiorstw działających w tym sektorze.

Osoby zainteresowane podstawowymi sposobami uzyskania ekspozycji na rynek uranu, w tym zakupem akcji spółek wydobywczych, funduszy ETF i instrumentów pochodnych, odsyłamy do naszego osobnego poradnika: Jak inwestować w uran? Akcje spółek wydobywczych i ETF.

Poniżej przedstawiamy zestawienie brokerów zapewniających dostęp do zagranicznych rynków akcji i innych instrumentów inwestycyjnych.

Dla przykładu na XTB znajdziemy na dzień dzisiejszy ponad 8 900 akcji i 1 800 ETF-ów na 16 giełdach, a w Interactive Brokers dziesiątki tysięcy akcji i tysiące funduszy ETF z ponad 170 rynków w 40 krajach.

Kraj	Polska	Irlandia (spółka matka: USA)	Cypr
Ilość giełd w ofercie	16 giełd	170+ rynków (40 krajów)	20 giełd
Ilość akcji w ofercie	ok. 8 900 - akcje ok. 2 200 - CFD na akcje	dziesiątki tysięcy - akcje (także ułamkowe) + CFD na akcje	5 500 - akcje
Ilość ETF w ofercie	ok. 1 800 - ETF ok. 200 - CFD na ETF	tysiące ETF (w tym UCITS)	323 - ETF
Prowizja	0% prowizji do 100 000 EUR obrotu / miesiąc	akcje USA od 0,0035 USD/akcja, GPW od 0,05% (plan Tiered)	wg cennika
Min. depozyt	0 zł (zalecane min. 2000 zł)	brak	100 USD
Platforma	xStation	Trader Workstation (TWS), IBKR Desktop, IBKR Mobile, GlobalTrader, TradingView	Platforma eToro
	RECENZJA	RECENZJA	RECENZJA
	SPRAWDŹ KONTO	SPRAWDŹ KONTO	SPRAWDŹ KONTO
	77% rachunków detalicznych CFD odnotowuje straty	Inwestowanie wiąże się z ryzykiem. Straty mogą przekroczyć wartość pierwotnej inwestycji.	55% rachunków detalicznych CFD odnotowuje straty

Informacja o ryzyku

Kontrakty CFD są złożonymi instrumentami i wiążą się z dużym ryzykiem szybkiej utraty środków pieniężnych z powodu dźwigni finansowej. 77% rachunków inwestorów detalicznych odnotowuje straty pieniężne w wyniku handlu kontraktami CFD u niniejszego dostawcy CFD. Zastanów się, czy rozumiesz, jak działają kontrakty CFD i czy możesz pozwolić sobie na wysokie ryzyko utraty pieniędzy.

Inwestowanie jest ryzykowne i możesz stracić część lub całość zainwestowanego kapitału. Podane informacje służą wyłącznie celom informacyjnym i edukacyjnym i nie stanowią żadnego rodzaju porady finansowej ani rekomendacji inwestycyjnej.

Podsumowanie

Renesans energetyki jądrowej najczęściej opowiada się przez pryzmat reaktorów, bo to one trafiają na pierwsze strony gazet i to ich producenci zawierają spektakularne umowy z gigantami technologicznymi. Przejście łańcucha dostaw pod prąd pokazuje jednak, iż im dalej od nagłówków, tym trudniej gwałtownie zwiększyć podaż. Reaktory mogą konkurować ze sobą wieloma technologiami, ale wszystkie potrzebują wzbogaconego uranu. Wzbogacanie, szczególnie do poziomu HALEU, jest na Zachodzie dopiero odbudowywane, co zajmuje czas.

Nie oznacza to, iż ceny uranu muszą rosnąć w linii prostej, ani iż każda spółka z sektora zyska. Oznacza raczej, iż fundamenty rynku potencjalnie przesunęły się w stronę strukturalnego niedoboru podaży, a czynnikiem, który może ten niedobór ujawnić, jest moment, w którym elektrownie i nowi kupujący zaczną jednocześnie zabezpieczać paliwo na kolejne dekady.