Qué dijo la dirección de Cameco Corporation en la llamada del Q2 2026

Un trimestre de menor actividad por el efecto Dukovany

Cameco reportó resultados del segundo trimestre de 2026 inferiores a los del mismo período del año anterior, aunque la dirección subrayó que la comparación es asimétrica: el segundo trimestre de 2025 incluyó un pago extraordinario de Westinghouse vinculado al proyecto de construcción del reactor Dukovany en la República Checa. Excluido ese efecto, la compañía considera que los fundamentos del negocio permanecen sólidos. El precio realizado promedio del uranio continuó mejorando, al igual que el de los servicios de combustible, y el plan de producción para 2026 —entre 19,5 y 21,5 millones de libras de U3O8, participación de Cameco— se mantiene sin cambios. El único ajuste relevante en las métricas de perspectiva fue un cambio en el supuesto de tipo de cambio, motivado por la fortaleza del dólar estadounidense frente al dólar canadiense, lo que elevó moderadamente la guía de costos, en particular sobre las compras de uranio.

El trimestre no estuvo libre de contratiempos operativos. Las condiciones de deshielo primaveral afectaron las rutas de suministro al norte de Saskatchewan, lo que provocó interrupciones no planificadas en Key Lake y McArthur River. Tras el cierre del trimestre, la mina Cigar Lake también suspendió producción durante aproximadamente dos semanas por dificultades operativas. Cameco cerró además la ampliación de su participación en Cigar Lake, una mina que califica como activo Tier 1 de alta ley y que considera estratégica para el largo plazo.

Lo que viene: mercado de uranio, contratos y Westinghouse

La dirección describió un entorno de mercado de uranio que califica de excepcionalmente constructivo. El precio a largo plazo del uranio alcanzó máximos de una década y se acerca a los tres dígitos por libra, aun sin que la industria haya llegado a contratar al ritmo de reemplazo —es decir, sin que las utilities compren en volumen suficiente para reponer lo que consumen bajo contratos existentes—. La compañía espera continuar incorporando volúmenes a su cartera de contratos de forma disciplinada: en los próximos cinco años, la empresa prevé entregas promedio superiores a 28 millones de libras anuales. Grant Isaac señaló que los precios de mercado relacionados con contratos ahora incluyen pisos en torno a los 77 dólares por libra (indexados) y techos en torno a los 160 dólares, aunque reconoció que algunos competidores ofrecen condiciones más favorables para ganar negocio, práctica que Cameco rechaza.

En cuanto a Westinghouse, la revelación más destacada de la llamada fue la confirmación de que la compañía ha presentado un formulario S-1 ante la SEC de Estados Unidos, lo que abre la posibilidad de una oferta pública inicial. La dirección se negó a comentar detalles, invocando las normas de la SEC que regulan el proceso. Paralelamente, Westinghouse anunció un compromiso condicional del Departamento de Energía de Estados Unidos por 17.500 millones de dólares para financiar la adquisición anticipada de componentes de largo tiempo de entrega del reactor AP1000, con el objetivo de acelerar su despliegue. La compañía identificó una cartera global de 91 reactores AP1000 en distintas etapas de desarrollo, con una participación estimada de Westinghouse del 40% al 45% del valor total de cada proyecto, y márgenes EBITDA corporativos en torno al 20%.

Turno de preguntas: IPO de Westinghouse y riesgos de sobrecosto

Los analistas centraron gran parte de sus preguntas en el posible IPO de Westinghouse y en la mecánica financiera de los proyectos AP1000. La dirección rechazó sistemáticamente responder sobre el proceso de la oferta pública, aunque Tim Gitzel precisó que Cameco y Brookfield controlan hoy Westinghouse y que no esperan que eso cambie. Ante la pregunta sobre la participación del Departamento de Comercio en un eventual IPO, Grant Isaac aclaró que el vesting de ese interés requiere que dicho departamento arranque financiación mínima de 80.000 millones de dólares, condición que aún no se ha cumplido.

Sobre los riesgos de sobrecosto en la construcción de nuevos reactores —una preocupación recurrente en la industria—, Isaac argumentó que el AP1000 tiene la ventaja de ser un diseño terminado, licenciado y ya desplegado, lo que reduce sustancialmente los riesgos propios de proyectos de primera generación. Los analistas también preguntaron por la probabilidad de conversión de los 91 reactores en cartera; Dominic Kieran declinó asignar probabilidades específicas, pero describió una convicción alta en la necesidad de energía nuclear de base en los países identificados. Ninguna pregunta abordó directamente operaciones en mercados hispanos, exposición a divisas latinoamericanas ni precios de materias primas relacionados con esa región.