O dilema dos pequenos reatores nucleares: promessa para a era da IA, conta para o consumidor

Em Darlington, na província canadense de Ontário, a estatal Ontario Power Generation (OPG) constrói o primeiro de quatro pequenos reatores nucleares do modelo BWRX-300. A ligação à rede está prevista para o fim da década. Cada unidade, segundo o Financial Times, poderia abastecer cerca de 300 mil residências, e o conjunto foi orçado em aproximadamente US$ 15 bilhões (C$ 21 bilhões)^[1]. Investidores e governos acompanham a obra de perto porque ela funciona como teste de uma ideia que ganhou fôlego com a corrida da inteligência artificial: a de que reatores menores, fabricados em série, podem entregar energia limpa e firme mais rápido e mais barato do que as grandes usinas.

Os primeiros números contam outra história. Nos projetos pioneiros, o custo sobe antes de cair, o combustível de parte dos modelos depende de uma cadeia dominada pela Rússia, e quem paga a conta do aprendizado costuma ser o consumidor de energia. Para o Brasil, que acaba de abrir um grupo de trabalho federal sobre o tema e ainda não decidiu o destino de Angra 3, a discussão deixou de ser abstrata.

O que é, afinal, um pequeno reator modular

A Agência Internacional de Energia Atômica (AIEA) classifica como SMR o reator com capacidade de até 300 megawatts, bem abaixo das usinas convencionais de escala gigawatt. A tese econômica é industrial: em vez de erguer uma obra única e sob medida, fabricar módulos padronizados em linha de montagem, transportá-los e instalá-los em série. O ganho viria da repetição, como acontece com aviões ou turbinas eólicas.

O BWRX-300, da GE Vernova Hitachi, é um reator de água fervente derivado de um projeto já certificado nos Estados Unidos e usa urânio de baixo enriquecimento comercialmente disponível. A AtkinsRéalis atua como arquiteta-engenheira do projeto canadense e a Aecon lidera a construção, segundo a Power Magazine^[2]. A escolha de um modelo baseado em tecnologia conhecida foi deliberada: reduz o risco técnico e permite atribuir a variação de custos ao processo de construção, e não ao reator em si.

Por que a inteligência artificial reacendeu o interesse

A demanda de eletricidade dos data centers mudou a conversa. A Agência Internacional de Energia (IEA) estima, segundo o FT, que os SMRs podem acrescentar entre 40 e 200 gigawatts às redes do mundo até 2050, a depender do ritmo da descarbonização^[1]. A reportagem registra ainda que os Estados Unidos abrigam quase 40% dos projetos de SMR em desenvolvimento no mundo.

Para empresas como a Oklo, o argumento central é de mercado. Seu cofundador Jacob DeWitte disse ao FT que os operadores de data centers são hoje os clientes mais rápidos e maiores, e que a empresa só avançou porque recebeu sinais claros de que eles aceitariam pagar tarifas mais altas por energia limpa e estável^[1]. A lógica é coerente para quem compra: uma empresa de tecnologia com metas climáticas e servidores ligados o tempo todo valoriza previsibilidade acima do menor preço por megawatt-hora.

A conta que ainda não fecha

O problema aparece quando a promessa vira canteiro. Segundo o FT, a X-Energy, apoiada pela Amazon, estimava em 2021 que seu projeto de demonstração custaria cerca de US$ 2,5 bilhões. Em 2023, a cifra havia subido para quase US$ 6 bilhões^[1].

O caso mais citado é o da NuScale. Seu projeto com a Utah Associated Municipal Power Systems (UAMPS), de seis módulos e 462 MW, previa energia a US$ 58 por megawatt-hora. Em janeiro de 2023, a estimativa saltou para US$ 89, um aumento de 53% atribuído a materiais mais caros, juros e inflação, conforme a Canary Media. Sem compradores suficientes para 80% da energia, o projeto foi cancelado em novembro daquele ano, depois de receber US$ 232 milhões do Departamento de Energia, segundo a E&E News^[3].

Em Darlington, o primeiro reator foi orçado em C$ 6,1 bilhões, e o conjunto de quatro unidades, com 1,2 GW, em C$ 20,9 bilhões de custo de construção, de acordo com a Energy Intelligence^[4]. Somada a infraestrutura compartilhada, a primeira unidade chega a C$ 7,7 bilhões, segundo o ministro de Energia de Ontário^[2]. A CBC relata que a OPG vai financiar a obra com caixa e dívida e recuperar o investimento ao longo da vida útil do projeto por meio das tarifas^[5]. Ou seja, o risco de estouro recai sobre quem paga a conta de luz.

Mark Winfield, professor da York University ouvido pelo FT, resume a preocupação ao dizer que se trata de um projeto inédito cujo custo final ninguém conhece de fato, e que "os riscos para consumidores e contribuintes são enormes"^[1]. David Schlissel, do Institute for Energy Economics and Financial Analysis, vai na mesma direção: para ele, não se sabe quanto custará, quanto tempo levará nem quão bem funcionará qualquer um dos modelos hoje oferecidos ao mercado^[1].

A modularidade só barateia o reator quando existe fila de pedidos. Sem fila, o primeiro cliente paga o protótipo.

Esse é o nó econômico do setor. A redução de custo prometida depende da diferença entre a primeira unidade de um tipo (FOAK, na sigla em inglês) e as unidades produzidas em série (NOAK). Para chegar à série, é preciso uma carteira de encomendas. Para conquistar encomendas, é preciso um preço competitivo, que só a série entrega. Quem rompe esse ciclo, até aqui, são governos dispostos a assumir o risco das primeiras unidades ou compradores privados com folga financeira e pressa, como as gigantes de tecnologia.

Quanto custa cada megawatt-hora

A comparação mais usada no setor é o custo nivelado de energia (LCOE), que distribui investimento e operação ao longo da vida útil de uma usina. Na edição de junho de 2025 do relatório da Lazard, a energia nuclear nova nos Estados Unidos aparece como a mais cara entre as fontes analisadas, sem subsídios^[6].

O gráfico precisa de uma ressalva importante. O LCOE mede o custo da energia gerada, mas não o valor de tê-la disponível a qualquer hora. Solar e eólica são intermitentes e, para garantir fornecimento contínuo, exigem baterias, reserva de outras fontes ou mais linhas de transmissão. A própria IEA lembra, segundo o FT, que confiabilidade e flexibilidade pesam tanto quanto o preço na avaliação de um sistema elétrico^[1]. É nesse espaço que os defensores dos SMRs posicionam a tecnologia.

O gargalo do combustível

Nem todo SMR enfrenta o mesmo risco de abastecimento. Os modelos de água leve, como o BWRX-300 e o projeto da Rolls-Royce, usam o mesmo urânio de baixo enriquecimento das usinas atuais. O problema está nos reatores avançados, como o Aurora da Oklo, o Xe-100 da X-Energy e o Natrium da TerraPower, que dependem do HALEU, urânio enriquecido entre 5% e 20%.

Durante anos, a Rússia foi a única fornecedora comercial desse material em escala, como aponta o centro de estudos Third Way^[7]. A guerra na Ucrânia e a proibição americana de importar urânio enriquecido russo, aprovada em 2024, obrigaram os desenvolvedores a esperar por cadeias alternativas. Segundo o portal oEnergetice, as novas instalações ocidentais só devem atingir produção plena entre 2029 e 2031, o que abre uma janela de risco de escassez até lá^[8]. O FT observa que a dependência de combustível vindo de países hostis ou rivais é um dos argumentos centrais dos críticos^[1].

Enquanto o Ocidente discute, a China constrói

O contraste geopolítico é evidente. A Rússia opera desde 2020 a usina flutuante Akademik Lomonosov, e a China mantém em funcionamento desde dezembro de 2023 o reator de alta temperatura HTR-PM. O passo seguinte chinês é o Linglong One (ACP100), de 125 MW, em construção na ilha de Hainan desde julho de 2021. A estatal CNNC indicava o primeiro semestre de 2026 como meta para a operação comercial, o que faria dele o primeiro SMR terrestre comercial do mundo, segundo o instituto Envisioning^[9].

Há uma diferença de método que importa. No modelo chinês, o Estado banca a primeira unidade, absorve o risco e transforma o reator em produto de exportação. O custo real raramente é divulgado com o mesmo grau de detalhe exigido de uma empresa listada em bolsa nos Estados Unidos ou de uma estatal canadense sob escrutínio provincial. Comparações diretas de preço, portanto, devem ser feitas com cautela.

E o Brasil?

O ponto de partida brasileiro é muito diferente do canadense ou do americano. Segundo o Balanço Energético Nacional 2025, da EPE e do Ministério de Minas e Energia, 88,2% da eletricidade gerada no país em 2024 veio de fontes renováveis, como registrou o portal Cenário Energia^[10]. Em 2025, com mais acionamento de termelétricas, a participação ficou em 86,8%, segundo o Canal Solar^[11]. Isso enfraquece o principal argumento climático dos SMRs para a rede interligada: o Brasil não precisa deles para descarbonizar a eletricidade que já é majoritariamente limpa.

O argumento muda nas margens do sistema. Em 7 de janeiro de 2026, o governo federal criou um grupo técnico para avaliar a infraestrutura necessária à instalação de pequenos e microrreatores modulares em terra, informou o Poder360^[12]. Participam Amazul, Marinha, CNEN, a recém-criada Autoridade Nacional de Segurança Nuclear (ANSN), Eletronuclear e EPE. O foco declarado é a substituição da geração a diesel nos sistemas isolados da Amazônia e o atendimento a indústrias eletrointensivas, como mineração e siderurgia, segundo o Cenário Energia^[13]. A primeira reunião do grupo, batizado de GT-19, ocorreu em 22 de abril, de acordo com a IstoÉ Dinheiro.

A lição de Angra 3

Antes de encomendar reatores novos, o país precisa resolver o que fazer com o antigo. Iniciada na década de 1980, Angra 3 acumula paralisações. Em outubro de 2026, o Tribunal de Contas da União deu ao Conselho Nacional de Política Energética até meados de junho de 2027 para decidir entre concluir ou abandonar a obra, segundo a Agência iNFRA^[14]. O relatório técnico do tribunal calcula que a indefinição consumiu cerca de R$ 2,5 bilhões da Eletronuclear entre 2024 e meados de 2026, como noticiou o Poder360. As estimativas apresentadas indicam algo como R$ 24 bilhões para concluir e entre R$ 22 bilhões e R$ 26 bilhões para abandonar, segundo o Correio da Manhã^[15].

Angra 3 não é um SMR, mas ensina o que Darlington também está testando: em energia nuclear, o risco de custo raramente fica com o fornecedor. Ele migra para o Estado, para a tarifa ou para os dois. Para o Brasil, a posição mais prudente parece ser a de segundo da fila: preparar regulação e mão de obra, acompanhar os custos reais de Darlington e do Linglong One e evitar ser o comprador de uma primeira unidade de tecnologia ainda não testada comercialmente.

O que observar nos próximos anos

1. Darlington: se a OPG cumprir o orçamento e o prazo de 2030, o argumento econômico dos SMRs ganha a prova que ainda falta.
2. Dados chineses: o desempenho operacional do Linglong One e a transparência sobre seu custo.
3. HALEU: a velocidade da produção ocidental decide o calendário dos reatores avançados.
4. GT-19: o relatório do grupo brasileiro e a capacidade da ANSN de licenciar novas tecnologias.
5. Angra 3: a decisão do CNPE até junho de 2027 sinalizará quanto risco o país aceita no setor nuclear.

Ewerton Lopes — Curador Editorial · O Tecido