Investieren in Uran – Antrieb einer CO₂‑neutralen Zukunft

Vom Goldenen Zeitalter zur Stagnation zur Renaissance

Als sie erfunden wurde, wurde die Kernenergie als Zukunft der Energie angepriesen und man stellte sich vor, dass sie alles antreibt, vom Stromnetz bis zu einzelnen Autos, Zügen und sogar Flugzeugen. Leider hat sich diese Vision nicht verwirklicht.

Die von Science-Fiction-Autoren entworfene allgegenwärtige Kernenergie stieß unter anderem an die Grenzen schwerer Strahlungsabschirmungen. Kompakte Reaktoren sind in bestimmten Anwendungen möglich, ein Reaktor für jedes Auto blieb jedoch eine Zukunftsvision.

Die Stromerzeugung aus Kernkraft in großen Kraftwerken erlebte tatsächlich ein goldenes Zeitalter, besonders nach den beiden Ölkrisen der 1970er Jahre. Dieser Aufwärtstrend wurde brutal durch den Tschernobyl‑Unfall und noch stärker durch die Fukushima‑Katastrophe unterbrochen.

Infolgedessen stagniert die Kernstromerzeugung seit den 2000er Jahren und ist sogar rückläufig, wenn man sie am Anteil an der gesamten Stromerzeugung misst.

In vielen Ländern nimmt das Interesse an Kernenergie wieder zu. Neue Reaktoren und längere Laufzeiten könnten die Nachfrage nach Uran und Brennstoffdienstleistungen in den kommenden Jahrzehnten erhöhen.

Faktoren hinter der nuklearen Renaissance

Nicht genug Strom

Der größte Faktor für die Wiederbelebung der Kernenergie als wachsende Branche ist der Bedarf an immer mehr Strom.

Der erste Grund ist der Trend, Sektoren, die bisher mit fossilen Brennstoffen betrieben wurden, zu elektrifizieren, wie den Verkehr (E‑Fahrzeuge) und die Heizung (Wärmepumpen). Dies geschieht, um CO₂‑Emissionen zu reduzieren, und kohlenstoffarme Energiequellen profitieren von diesem Vorstoß.

Erneuerbare Energien, insbesondere Solarenergie, könnten langfristig einen großen Teil der Versorgung übernehmen. Kernenergie kann je nach Standort und Kosten einen Beitrag zur verlässlichen, kohlenstoffarmen Stromversorgung leisten, etwa in Regionen mit geringer Wintersonne.

Ein weiterer Faktor ist der wachsende Energieverbrauch unserer Gesellschaft, insbesondere die massiven KI‑Rechenzentren, die derzeit von der Tech‑Industrie gebaut werden, sowie der ständig wachsende Rechenbedarf für Streaming‑Dienste, Kryptowährungen usw.

Neue Technologien

Neue Reaktorkonzepte enthalten gegenüber älteren Anlagen zusätzliche Sicherheitsfunktionen. Tschernobyl und Fukushima nutzten zudem unterschiedliche Reaktortypen; ihre Unfallursachen dürfen nicht gleichgesetzt werden.

Zur vierten Generation gehören unter anderem fortgeschrittene Hochtemperatur- und Schnellreaktorkonzepte. Kugelhaufenreaktoren nutzen besondere Brennstoff- und Wärmeabfuhrkonzepte; eine pauschale Garantie von 100 % Sicherheit ist daraus nicht abzuleiten. Schnellreaktoren können bestimmte langlebige Nuklide nutzen oder umwandeln, erzeugen aber weiterhin Abfälle. SMR bezeichnet vor allem Größe und Modularität, nicht automatisch die vierte Generation.

Sicherheitsverbesserungen können Vertrauen schaffen. Ob neue Anlagen gebaut werden, hängt daneben von Kosten, Regulierung, Finanzierung und öffentlicher Zustimmung ab.

Geopolitik

Es ist kein Geheimnis, dass wir eine massive Verschärfung der internationalen Spannungen erleben, mit einer wachsenden Konfrontation zwischen dem Westen und einem aufstrebenden eurasischen Block (Russland, Iran, China, Nordkorea).

Dies hat einige Konsequenzen für die Energiemärkte und die Kernindustrie:

• Unsicherheit über die Versorgung mit fossilen Brennstoffen, etwa durch russische Lieferbeschränkungen und Konflikte im Nahen Osten.
• Bedenken hinsichtlich möglicher Unterbrechungen von Uranimporten aus Russland und Zentralasien.
• Eine mögliche Ausweitung militärischer Nuklearprogramme beeinflusst die Versorgungspolitik. Davon zu unterscheiden ist die frühere Nutzung hochangereicherten Urans aus abgerüsteten Waffen, das zu Reaktorbrennstoff heruntergemischt wurde.

Unsichere Brennstoffversorgung ist einer der Gründe für das erneute Interesse an Kernenergie in Teilen Europas. Chinas umfangreiche Ausbaupläne haben daneben eigene energie- und industriepolitische Gründe.

Steigende Nachfrage und geopolitische Risiken können das Interesse an neuen Uranminen außerhalb bestehender Lieferketten erhöhen.

Übersicht über Uran

Uranversorgung

Kasachstan ist der größte Uranförderer. Förderung, Konversion, Anreicherung und Brennelementfertigung sind jedoch unterschiedliche Schritte; russische Unternehmen haben insbesondere bei Konversion und Anreicherung eine wichtige Rolle.

Die Differenz zwischen Minenproduktion und Reaktorbedarf wurde teilweise durch Lagerbestände, wiederaufgearbeitetes Material und abgerüstete Waffenbestände gedeckt. Diese sekundären Quellen verursachten die Differenz nicht.

Nach niedrigen Preisen in den 2010er Jahren erholte sich der Uranpreis bis 2024 deutlich, allerdings mit Schwankungen. Der frühere nominale Spotpreishöchststand lag 2007, nicht 2008.

Niedrige Preise bremsten zeitweise Investitionen in neue Förderung. Das US-russische Abrüstungsprogramm „Megatons to Megawatts“ endete 2013; andere sekundäre Bezugsquellen bestehen weiter. Ein mögliches künftiges Defizit hängt von Reaktorbedarf, neuen Minen und verfügbaren Beständen ab.

Die dargestellten WNA-Szenarien zeigen, dass zusätzliche Förderprojekte und andere Lieferquellen nötig werden könnten. Eine Lücke zwischen bestehenden Minen und Bedarf ist keine Garantie eines dauerhaften tatsächlichen Versorgungsdefizits.

Für westliche Märkte können Herkunft, Transportwege und Brennstoffverarbeitung zusätzliche Engpässe verursachen. Die dargestellten langfristigen Lücken beruhen auf Prognosen, nicht auf bereits feststehenden Lieferausfällen.

Preisunempfindlichkeit

Uran stellt nur einen sehr kleinen Teil der Kosten für den Betrieb eines Kernkraftwerks dar. Bei weitem sind die größten Ausgaben das Kapitalinvestment beim Bau und die Betriebskosten, die durch komplexe Sicherheitsvorschriften und qualifiziertes Personal entstehen.

Der vergleichsweise geringe Urananteil an den Gesamtkosten macht die Brennstoffnachfrage kurzfristig relativ preisunelastisch. Betreiber achten dennoch auf Preise, langfristige Verträge und Versorgungssicherheit.

Damit unterscheidet sich dieser Energiemarkt stark von fossilen Brennstoffen wie Gas oder Öl, bei denen der Verbrauch stark vom Preis abhängt.

Uran aus Meerwasser?

Im Meerwasser sind schätzungsweise 4,5 Milliarden Tonnen Uran gelöst, und Flüsse tragen weiteres Uran ein. Diese sehr große Ressource ist keine bereits wirtschaftlich verfügbare Reserve und auch nicht buchstäblich unbegrenzt.

Die sehr geringe Konzentration macht die Gewinnung technisch und wirtschaftlich schwierig. Kosten hängen stark vom Verfahren ab; ein fester Faktor von zehn ist kein allgemeingültiger Vergleich mit sämtlichen Minen.

Neue Adsorbentien und Extraktionsmethoden könnten die Wirtschaftlichkeit verbessern. Mehr dazu in „Uran aus Meerwasser kommt einer wirtschaftlich nutzbaren Energiequelle näher“.

Uran‑Handelskriege

Im Jahr 2024 stand Uran im Mittelpunkt mehrerer Handels- und Versorgungskonflikte.

Die USA verabschiedeten im Mai 2024 ein Gesetz, dessen Verbot bestimmter russischer Uranimporte im August in Kraft trat; zeitlich begrenzte Ausnahmen waren möglich. Niger entzog Orano die Genehmigung für das noch nicht produzierende Imouraren-Projekt. Russland führte im November Beschränkungen für Exporte angereicherten Urans in die USA ein, ließ aber Sondergenehmigungen zu. Dies war kein ausnahmsloser dauerhafter Exportstopp.

Die USA importieren einen großen Teil ihres Uranbedarfs. Die im Artikel genannten Anteile – Kanada 27 %, Kasachstan 25 %, Russland 12 %, Usbekistan 11 % und Australien 6 % – beziehen sich auf die damalige Beschaffungsstatistik; Natururanherkunft und Anbieter von Anreicherungsleistungen sind dabei zu unterscheiden.

Die kasachische Lieferstrategie wurde damals mit dem Hinweis erläutert, dass asiatische und nördliche Partner einen großen Teil der Produktion aufnehmen könnten. Das verdeutlicht mögliche alternative Absatzmärkte, stellt aber keinen bereits vollzogenen vollständigen Lieferwechsel dar.

Investieren in Uran

Anleger können sich über Unternehmen an der Kernenergiebranche beteiligen. Beispiele behandeln wir in „Die fünf besten Kernenergieaktien“.

Investoren, die speziell in Uran investieren möchten, haben vier Hauptoptionen:

• In den Rohstoff selbst investieren, etwa über Anlagevehikel mit physischen Uranbeständen.
• Uran- und Kernenergie-ETFs für ein breiter gestreutes Engagement nutzen.
• Direkt in große Uranbergbauunternehmen mit nachgewiesener Erfolgsbilanz investieren.
• In kleinere Explorations- und Entwicklungsunternehmen investieren, deren Projekte häufig noch nicht produzieren.

Uran‑Rohstofffonds

Erwartungen einer steigenden Nachfrage und eines knapperen Angebots haben das Interesse an Anlagevehikeln mit physischen Uranbeständen erhöht.

Zu den größten gehört der Sprott Physical Uranium Trust (SRUUF ). Nach den damals verwendeten Angaben hielt der Trust rund 66,2 Millionen Pfund Uranoxid U3O8. Die angegebene Gesamtkostenquote betrug 0,60 %; Bestände und Kosten können sich ändern.

Ein weiterer großer physischer Uranfonds ist Yellow Cake, eine in London unter YCA gehandelte Gesellschaft. „Yellowcake“ bezeichnet Urankonzentrat, nicht niedriggradiges Erz. Das Unternehmen strebte Gesamtkosten unter 1 % an und arbeitet für Uranankäufe langfristig mit Kazatomprom zusammen. Bestände werden unter anderem bei Cameco in Kanada und Orano in Frankreich gelagert.

Zuri Invest ist ein Schweizer Vermögensverwaltungsunternehmen, das das Uran Actively Managed Certificate (AMC) aufgelegt hat. Das Produkt richtet sich an geeignete professionelle beziehungsweise institutionelle Anleger; Zugang und Kosten richten sich nach den Produktbedingungen.

Kazatomprom beteiligte sich 2021 an ANU Energy . Die Gründungsfinanzierung von ANU Energy stammte zu jeweils 48,5 % von Kazatomprom und der National Investment Corporation der kasachischen Nationalbank sowie zu 3 % von Genchi Global.

Uran‑ETFs

Global X Uranium ETF (URA ) investiert unter anderem in etablierte Uranproduzenten, kleinere Entwickler, physische Uranvehikel und Nukleartechnikunternehmen. Die im damaligen Portfolio genannten Anteile – etwa sechs Minenunternehmen unter den zehn größten Positionen, 11,35 % physische Uranvehikel sowie NuScale 3,57 % und Oklo 2,59 % – sind eine Momentaufnahme und keine unveränderliche Zusammensetzung.

Der Sprott Uranium Miners ETF (URNM ) konzentriert sich stärker auf Uranförderer und physische Uranvehikel. Die größten Positionen ändern sich mit Marktpreisen und Indexanpassungen.

Der Defiance Daily Target 2X Long Uranium ETF strebt das Zweifache der täglichen Wertentwicklung des Global X Uranium ETF an. Das tägliche Hebelziel entspricht über längere Zeiträume nicht automatisch dem Zweifachen der gesamten Fondsrendite. Solche Produkte erfordern wegen täglicher Neugewichtung, Volatilität und möglicher hoher Verluste ein gutes Verständnis ihrer Funktionsweise.

Sprott Junior Uranium Miners UCITS ETF (URNJ.L ) richtet sich auf kleinere Uranunternehmen in Exploration, Entwicklung und teilweise Produktion. „Junior“ bedeutet nicht zwingend, dass kein Unternehmen bereits produziert. Höhere Wachstumschancen gehen mit erhöhten Finanzierungs- und Projektrisiken einher. Der verlinkte UCITS-Fonds ist vom gleichnamigen US-ETF zu unterscheiden.

Große Uranbergbauunternehmen

Kazatomprom (KAP.LI)

Kazatomprom ist der größte Uranproduzent und das staatliche Uranunternehmen Kasachstans. Das Land belegte im historischen World-Bank-Bericht „Doing Business 2020“ Rang 25. Dieser inzwischen eingestellte Index ist kein aktuelles allgemeines Maß für Investitionssicherheit.

Kasachstan verfügt über eine der weltweit größten nachgewiesenen Uranressourcen. Ressourcen, wirtschaftlich förderbare Reserven und jährliche Produktion sind unterschiedliche Größen.

Seit der post‑sowjetischen Ära hat Kazatomprom die Produktion enorm gesteigert. In den letzten Jahren litt das Unternehmen jedoch unter verfehlten Produktionszielen, allgemein auf einen Mangel an Schwefelsäure zurückgeführt, einer für die Uranextraktion erforderlichen Chemikalie.

Kazatomprom arbeitet mit kostengünstiger In-situ-Gewinnung. Historische Kostenangaben unter 20 USD je Pfund müssen nach Zeitraum und Kostenbegriff eingeordnet werden; sie sind nicht automatisch die vollständigen Kosten jedes Projekts.

Trotz niedriger Förderkosten bestehen logistische und geopolitische Risiken. Russland ist als Transport- und Verarbeitungspartner wichtig, während die Transkaspische Route eine Alternative über das Kaspische Meer, den Südkaukasus und die Türkei bietet. Ein vollständiger Wechsel sämtlicher Lieferungen war damit nicht beschlossen.

Cameco

Cameco ist einer der größten Uranproduzenten, mit wesentlichen Aktivitäten in Kanada und einer 40%-Beteiligung am kasachischen Inkai-Joint-Venture.

Zu den aktiven kanadischen Minen gehören Cigar Lake und McArthur River im Athabasca-Becken. Weitere Projekte haben unterschiedliche Entwicklungs- und Betriebsstände; nicht alle inaktiven Minen werden bereits reaktiviert.

Cameco und Brookfield kündigten die Westinghouse-Übernahme 2022 an und schlossen sie im November 2023 ab. Cameco hält 49 %, Brookfield und seine Partner 51 %. Westinghouse liefert Reaktortechnologie, Brennstoff und Dienstleistungen.

Auf Brookfield-Seite beteiligten sich unter anderem Brookfield Renewable (BEPC ) Partners (BEP ) (BEP.UN.TO ) und institutionelle Partner. Brookfield Corporation (BN ) ist eine große Vermögensverwaltung. Frühere Börsenwerte und einzelne Tageskursänderungen sind kein festes Maß der verfügbaren Finanzierung.

Die Eigentümer können Zugang zu Kapital und Branchenerfahrung bieten. Neue Reaktorprojekte benötigen oft über Jahre erhebliche Finanzierung, bevor der Betrieb beginnt.

Westinghouse kann während Planung, Bau, Brennstoffversorgung und laufender Wartung Umsätze erzielen. Der Zeitpunkt hängt vom Vertrag ab; ein einheitlicher Umsatzbeginn im sechsten Jahr oder eine Bauzeit von stets mehr als zehn Jahren gilt nicht für jedes Projekt.

Die Beteiligung an Westinghouse erweitert Camecos Geschäft über den Uranabbau hinaus. Sie kann wiederkehrende Dienstleistungen erschließen, garantiert aber weder jahrzehntelange Gewinne noch einen vollständigen Ausgleich sinkender Uranpreise.

enCore Energy

enCore betreibt in Südtexas die Verarbeitungsanlagen Rosita und Alta Mesa mit einer kombinierten genehmigten Jahreskapazität von rund 3,6 Millionen Pfund. Kapazität ist nicht tatsächliche Produktion. Die damalige Projektpipeline umfasste rund 74 Millionen Pfund ausgewiesene Ressourcen.

Das Unternehmen nannte damals Produktionsziele von 3,6 Millionen Pfund jährlich bis 2026 und insgesamt 5 Millionen bis 2028. Es handelt sich um Ziele, deren Erreichen von Betrieb, Projektentwicklung und Finanzierung abhängt.

Texas bietet Erfahrung mit der In-situ-Uranförderung. Die vom Unternehmen als besonders fortschrittlich bezeichnete Genehmigungs- und Produktionsumgebung ist eine Unternehmensbewertung; verbindliche Umwelt- und Genehmigungsanforderungen bleiben bestehen.

Investieren in Junior‑Miner

Kleinere Explorations- und Entwicklungsunternehmen verfügen häufig noch nicht über nennenswerte operative Cashflows. Unerwartete Kosten, Inflation, Genehmigungsverzögerungen und zusätzlicher Kapitalbedarf können sie besonders stark belasten. Erfolgreiche Projekte können hohe Erträge ermöglichen, ein Scheitern aber auch erhebliche Verluste.

NexGen Energy

NexGen Energy entwickelt das große Rook-I-Projekt mit der Arrow-Lagerstätte in Saskatchewan. Das Projekt könnte Kanadas Uranproduktion deutlich erhöhen; Genehmigungen, Finanzierung, Bau und Hochlauf sind dafür erforderlich.

Die Größe der Lagerstätte macht Rook I zu einem bedeutenden Entwicklungsprojekt. Daraus folgt jedoch nicht automatisch, dass NexGen allein zum weltweit größten Uranlieferanten wird.

NexGen veranschaulichte das mögliche Energiepotenzial mit Äquivalenten von 46 Millionen Haushalten und 300 Millionen Tonnen vermiedenen CO2-Emissionen beziehungsweise 70 Millionen Autos jährlich. Solche Unternehmensvergleiche beruhen auf Annahmen zur späteren Stromerzeugung und zum verdrängten Energiemix.

Das Projekt hängt von langfristiger Nachfrage, Genehmigungen und Finanzierung ab. Ein künftiger Baubeginn und anschließender mehrjähriger Bau sind nicht mit bereits vorhandener Produktion gleichzusetzen.

Denison Mines

Das kanadische Wheeler-River-Projekt umfasst Phoenix und Gryphon. Die damals genannte erste Produktion 2027–2028 war ein Entwicklungsziel, keine bereits gesicherte Inbetriebnahme.

Es besitzt 69,44 % des Waterbury Lake Projekts.

Ein Schlüsselmerkmal des Denison‑Minenprojekts ist, dass es voraussichtlich sehr niedrige Kosten hat, teilweise sogar wettbewerbsfähig mit den sehr kostengünstigen kasachischen Minen.

Denison hält 22,5 % an McClean Lake Uranium Mill & Mines. Die Anlage verarbeitet einen erheblichen Teil der kanadischen Uranproduktion. Genehmigungen für zusätzliche Tailings-Kapazität betreffen Aufbereitungsrückstände; diese sind nicht einfach gewöhnlicher Abraum. Sie schaffen Spielraum, garantieren aber keine entsprechende zusätzliche Produktion.

Das Unternehmen hat zudem verschiedene kleinere Beteiligungen an anderen potenziellen Uranprojekten, darunter 22,5 % an McClean Lake (Orano), 25,17 % an Midwest (Orano) und 15 % an Millennium (Cameco).

Paladin Energy

Paladin ist bereits ein Uranproduzent: Die Langer-Heinrich-Mine in Namibia, seit 2018 im Wartungsbetrieb, nahm 2024 die Produktion wieder auf. Paladin hält 75 %, das chinesische Staatsunternehmen CNNC 25 %.

Michelin ist ein wichtiges längerfristiges Entwicklungsprojekt mit sechs Lagerstätten und damals ausgewiesenen Ressourcen von insgesamt 127,7 Millionen Pfund. Es ersetzt nicht die Bedeutung der bereits produzierenden Mine Langer Heinrich.

Und auch hier, im Gegensatz zu den meisten kanadischen Uranunternehmen, befindet sich das Paladin Michelin‑Projekt in Labrador, im Osten des Landes. Es führt auch Explorationen für Projekte in Australien (Mount Isa und Manyingee) durch.

Im November 2024 stand Paladins angekündigte Übernahme von Fission für etwa 1,1 Milliarden kanadische Dollar noch unter einer erweiterten kanadischen Sicherheitsprüfung. Der damalige Prüfstand ist von einem späteren Abschluss zu unterscheiden.

Uranium Energy (UEC ) kündigte im September 2024 eine Vereinbarung über den Erwerb des Sweetwater-Werks und weiterer Wyoming-Vermögenswerte von Rio Tinto (RIO ) für 175 Millionen USD an. Zum hier behandelten Stand im November war die Transaktion noch nicht abgeschlossen.

Der geplante Erwerb ergänzte eine Reihe größerer Akquisitionen. Das Unternehmen hatte außerdem physische Uranbestände gekauft; Mengen und historische Kaufpreise sind zeitgebundene Bilanzangaben und keine Angaben zur Minenproduktion.

UEC verfügt über umfangreiche Ressourcen und Verarbeitungsanlagen. Eigene Anlagen können Abhängigkeiten von externer Aufbereitung verringern. Ein zum Berichtszeitpunkt schuldenfreier Status und der Fokus auf Nordamerika beseitigen jedoch keine Betriebs-, Preis-, Finanzierungs- und Genehmigungsrisiken.

Energy Fuels

Energy Fuels betreibt Uranprojekte und die White Mesa Mill in den USA. Die damals angeführten rund 70 Millionen Pfund Ressourcen und bis zu 6 Millionen Pfund jährliches Potenzial sind Ressourcen- beziehungsweise Kapazitätsangaben, keine laufende Produktion. Zu den Minen gehören Standorte in Arizona und Utah.

Energy Fuels baut außerdem eine Wertschöpfungskette für Seltene Erden auf. Dazu gehören Separation in den USA und Mineralsandprojekte mit Titan- und Zirkoniummineralen in anderen Ländern. Projektbeteiligungen und geplante Anlagen dürfen nicht pauschal als bereits laufende Produktion in Afrika beschrieben werden.

Vanadium kann aus geeigneten uranführenden Erzen beziehungsweise Rückständen gewonnen werden. Energy Fuels (UUUU ) verfügt über entsprechende Verarbeitungskapazitäten; die tatsächliche Produktion hängt unter anderem von Erz und Marktbedingungen ab.

Die Präsenz in mehreren strategischen Mineralien, die für Spezialstahl (Vanadium), Elektronik, Luftfahrt und Waffen (Seltene Erden, Titan) sowie Uran wichtig sind, macht das Unternehmen besonders bedeutend für die nationalen Interessen der USA, einschließlich des Verteidigungssektors.

Energy Fuels nannte im August 2024 eine erwartete Produktion von etwa 150.000 bis 500.000 Pfund fertig verarbeitetem U3O8 für das Jahr. Dies war eine Prognose und kein dauerhaft feststehendes jährliches Produktionsniveau oder eine Garantie positiven Cashflows.

Deep Yellow Limited

Deep Yellow entwickelt Uranprojekte in Australien und Namibia. Eine damals angestrebte Produktionsaufnahme ab 2026 war ein Ziel und hing von Investitionsentscheidung, Finanzierung, Bau und Genehmigungen ab.

Die damaligen Angaben umfassten zwei fortgeschrittene Projekte mit zusammen rund 223 Millionen Pfund Ressourcen sowie zwei weitere Projekte mit rund 158 Millionen Pfund. Ressourcen sind nicht gleichbedeutend mit wirtschaftlich gewinnbaren Reserven oder garantierter Produktion.

Australien besitzt sehr große Uranressourcen, fördert jedoch deutlich weniger als Kasachstan. Deep Yellows Tumas-Projekt liegt in Namibia, Mulga Rock in Australien. Für einzelne Projekte wurden Lebensdauern von rund 25–30 Jahren untersucht; daraus folgt keine gesicherte Betriebsdauer für jede Lagerstätte.

Uranium Royalty

Royalty-Unternehmen stellen Kapital bereit oder erwerben bestehende Rechte. Im Gegenzug erhalten sie vertraglich definierte Beteiligungen an Umsatz, Gewinn oder Produktion. Ein Royalty-Recht bedeutet nicht immer die physische Lieferung eines festen Teils der Förderung.

Uranium Royalty (UROY ) spezialisiert sich auf Investitionen in Uranprojekte, eine Innovation im Geschäftsmodell, das bisher hauptsächlich bei Gold-, Silber‑ und Kupferprojekten Anwendung fand.

Uranium Energy Corp ist ein strategischer Partner des Unternehmens sowie ein ursprünglicher Aktionär und bringt tiefgehende Uranexpertise ein.

Ein damals genannter Abschlag zum geschätzten Nettovermögenswert hängt von Bewertungsannahmen, Marktpreisen und Projektständen ab. Er ist kein unveränderliches Merkmal des Unternehmens.

Das Portfolio konzentriert sich auf Nordamerika, darunter das Athabasca-Becken und den Südwesten der USA. Die Rechte unterscheiden sich: Bei McArthur River hält Uranium Royalty eine 1%-Bruttoumsatz-Royalty auf etwa 9 % der Produktion; bei Cigar Lake besteht eine gleitende Gewinnbeteiligung von 10–20 % auf einen Anteil von 3,75 %. Es handelt sich nicht um eine 1%-Umsatzbeteiligung an der gesamten Produktion beider Minen.

Weitere Projekte, an denen Uranium Royalty beteiligt ist, umfassen Uranminen von Cameco, Uranium Energy, Encore Energy, Energy Fuels, Paladin Energy, Anfield Energy (AEC ), Laramide Resources (LAM.TO ) usw.

Zusätzlich zu Royalty-Rechten bestehen Anlagen in physischem Uran und eine Kaufoption gegenüber Yellow Cake. Die damals genannten Bestände von rund 2,7 Millionen Pfund U3O8 und durchschnittlich 60,12 USD je Pfund sind zeitgebundene Angaben. Eine Kaufoption oder ein historisch niedriger Kaufpreis garantiert keinen Gewinn.

Royalty-Unternehmen können das Engagement auf mehrere Projekte verteilen, bleiben aber von Rohstoffpreisen, Verträgen und Betreiberleistungen abhängig. Bekannte Beispiele des Modells in anderen Metallen sind Franco-Nevada (FNV ) und Wheaton Precious Metals (WPM ).

Fazit

In Uran zu investieren kann komplex erscheinen, da hierfür ein Verständnis der Kernenergieproduktion, des Rohstoffzyklus dieser Ressourcen sowie der wichtigsten Unternehmen, die Uran abbauen, und der kommenden neuen Projekte erforderlich ist.

Für ein breiteres Engagement kommen physische Uranvehikel, ETFs oder Royalty-Unternehmen infrage. Diese unterscheiden sich wesentlich: Physische Fonds konzentrieren sich auf den Rohstoffpreis, während Aktienfonds und Royalties zusätzliche Unternehmens- und Projektrisiken tragen.

Bei ausländischen Unternehmen spielen unter anderem Währungs-, Rechts- und politische Risiken eine Rolle. Größe, Profitabilität oder eine niedrige Bewertung allein machen eine Aktie weder sicher noch zwangsläufig attraktiv.