La energía nuclear llegó a 2025 en una situación de estancamiento de largo plazo. A mediados de 2026 operaban 411 reactores en 31 países, tres más que un año antes por seis reinicios tras paradas prolongadas, y la capacidad operativa cerró 2025 en 368,6 GW, medio gigavatio menos que el récord de 2024. La generación alcanzó un máximo de 2.703 TWh netos, un avance de 1,1 % atribuible por completo a China, mientras que fuera de ese país la producción retrocedió 0,2 % y se mantiene en el nivel que tenía a mediados de los años noventa. Su participación en la generación eléctrica comercial bajó a 8,8 %, el valor más bajo en cuatro décadas y media. El balance entre arranques y cierres fue negativo por primera vez desde 2021, con cuatro conexiones frente a siete cierres, y la edad promedio de la flota llega a 32,9 años.

En construcción hay 73 reactores en 14 países, diez más que un año antes y la cifra más alta desde 1987, con China a la cabeza con 37 unidades y Rusia como principal proveedor internacional con 29. Doce obras iniciaron en 2025, el mayor número desde 2010, y todas las 52 iniciadas entre 2020 y 2025, salvo una, corrieron por cuenta de industrias china o rusa. Los plazos siguen siendo un problema: ninguno de los 16 reactores conectados entre 2023 y 2025 se completó a tiempo, con un promedio de 10,9 años entre inicio de obra y conexión. En Francia, la generación subió a 373 TWh, pero las pérdidas por efectos climáticos ya superaron lo que el operador preveía para 2050, y en Estados Unidos no hay ningún reactor en construcción.

Los reactores modulares pequeños reciben un capítulo rediseñado. Tras más de una década de anuncios, solo hay un diseño certificado en Estados Unidos y una construcción activa en Occidente, en Darlington (Canadá), y ninguna en la Unión Europea ni en el Reino Unido; además, buena parte de los diseños ofrecidos supera los 300 MW y el análisis de residuos indica volúmenes de 2 a 30 veces mayores. Entre los países que aspiran a iniciar programas, solo Bangladesh, Egipto, Türkiye y Uzbekistán tienen obras activas, las 11 con diseño ruso, y el caso de Uganda ilustra la distancia entre planes y realidad: 24 GW anunciados, 12 veces su capacidad instalada, sin proveedor ni financiación. Las interdependencias con Rusia siguen vigentes, pues Rosatom aún aporta entre 16 % y 24,5 % de los servicios de combustible a la Unión Europea. En desmantelamiento, de 224 reactores cerrados solo 25 están totalmente desmantelados, con una duración promedio de 22 años.

El capítulo comparativo con las renovables concentra los contrastes de 2025. La capacidad solar creció 510 GW y la eólica 159 GW, mientras la nuclear operativa descendió; por primera vez la producción solar neta superó a la nuclear y, junto con la eólica, la duplicó. Las baterías a escala de red sumaron 104 GW y 257 GWh, y cerca del 78 % de toda la capacidad instalada se añadió en solo tres años. En costos, el costo nivelado de electricidad nuclear estimado por Lazardsube a USD 215/MWh, frente a USD 69/MWh de la solar a escala de servicios públicos, mientras los precios de las baterías cayeron 63 % desde 2022. La edición incluye además el informe sobre Fukushima, quince años después del desastre, con 2.350 muertes certificadas como relacionadas con él. Para profesionales del sector energético colombiano, aporta cifras comparables para discutir el papel de la nuclear en la planeación frente a las renovables y el almacenamiento.

Para leer más ingrese a:

https://www.worldnuclearreport.org/World-Nuclear-Industry-Status-Report-2026-1256