Investigación del mercado energético global: soluciones supercríticas para nuestro futuro energético
The energy demands of a growing world never cease. Unfortunately, past ways of providing power, particularly coal, are becoming less viable due to increased regulation centered on environmental concerns and human health protection. The coal plants of the past are entering obsolescence as the world turns to shale gas extraction and clean power sources such as solar, wind, and geothermal to meet the global energy needs of tomorrow. Combined cycle technologies are replacing coal-fired plants, creating profitable markets for gas and steam turbines. Meanwhile, we improve existing technologies and uncover new and exciting ways of providing the power sources that will energize the 21calle Siglo.
¿Está muerto el carbón? Lejos de ahi. China, India y otras regiones emergentes necesitan carbón económico para impulsar su rápido ritmo de desarrollo, y las nuevas tecnologías limpias del carbón son capaces de proporcionar energía de manera más eficiente y con menor impacto ambiental. La proliferación de plantas CCGT y el resurgimiento de la producción de energía nuclear, después de Fukushima, han creado una demanda creciente de turbinas de vapor y gas. Nuevo análisis de Frost & Sullivan, Mercados mundiales de turbinas de gas y vapor, finds that the market earned revenues of $32.51 billion in 2013 and estimates this to reach $43.49 billion in 2020.1 Las energías renovables son la ola del futuro, pero las fuentes de energía como la eólica y la solar aún son incapaces de suministrar la cantidad de electricidad que necesita un mundo hambriento de energía.
In this report SIS International Research endeavors to uncover evolving energy trends from a power equipment manufacturer’s point-of-view, particularly with regards to coal consumption. We’ll examine global micro-trends related to supercritical, ultra super critical and advanced super critical steam generators. We’ll also factor in climate change, industrial consolidation, and government policies on the evolution of the energy equipment industry. Our C.I Team recently held in-depth discussions with many key figures inside the power industry to gauge their views on our global energy future as they see it.
¿Qué factores influyen más en la industria energética?
La era de la generación de energía a partir de carbón ha ido disminuyendo constantemente en los últimos años. En el pasado, el carbón representaba aproximadamente 55% del mercado estadounidense. Hoy, esa cifra puede ser inferior a 45%. Las nuevas regulaciones relacionadas con las emisiones de CO2 y la quema de combustibles fósiles han tenido un impacto pronunciado en la industria del carbón y algunas plantas de carbón simplemente se han vuelto demasiado caras de operar. En junio de 2014, la EPA presentó un Plan de Energía Limpia diseñado para “mantener un sistema energético asequible y confiable, al tiempo que se reduce la contaminación y se protege nuestra salud y el medio ambiente”. 2 The Clean Power Plan mandates that plants that burn fossil fuels must cut their carbon emissions by 30% in an attempt to slow climate change. Opponents of the plan fear that it could ultimately lead to job layoffs and plant closures.
Utilities today are questioning the comparative value of retrofitting older plants with expensive air-quality control systems to keep them compliant, versus installing new gas-fired combined cycle plants. They are finding that the old plants are not cost-competitive when the price of natural gas is $2 to $3 per million BTU. Uncertainty about regulations and the future direction of energy consumption has created ambivalence in the energy sector, especially with President Obama being particularly vocal about the downside of coal. Some in the industry feel power providers will wait to see who takes the White House in 2016 before they make plans or continue changing the way they generate power.
Still others feel a broader paradigm shift will need to occur, possibly related to electric vehicles and the energy demand they would create for lithium-ion production or hydrogen cell manufacturing. Ultimately, momentum is swinging away from oil and gas-powered cars. It is a slow transition because gasoline, despite its environmental liabilities, has been a tremendously useful transportation fuel.
Las regulaciones federales crean mucha incertidumbre
En los EE.UU. actualmente se están desacelerando los pedidos para la modernización de plantas de carbón, principalmente debido a las regulaciones federales. La incertidumbre generalizada respecto de las políticas energéticas federales hace que las empresas duden en invertir en tecnología de ciclo combinado, a pesar de su promesa. Después de Fukushima, esta vacilación se extiende también al sector nuclear. Las energías renovables aún son incapaces de generar suficiente energía para satisfacer la demanda global, por lo que parece poco probable una reducción de 30% en el uso de combustibles fósiles para 2030.
La Asociación Nacional de Agencias de Aire Limpio apoya las regulaciones propuestas, pero advirtió que “los desafíos regulatorios y de recursos que tenemos por delante son enormes”.3 Como era de esperar, las opiniones a menudo están divididas según líneas políticas: muchos legisladores progresistas y ambientalistas elogian los mandatos, mientras que los conservadores lamentan la posible pérdida de ingresos y empleos.
Regardless of these opinions, it would seem evident that coal will rebound in one form or another to augment nuclear power, renewables, natural gas, and combined cycle; all in the interest of meeting global energy demands. 15 years ago there was a push towards combined cycle natural gas-fired plants, so there were a good deal of steam turbine and gas applications. Some cite the Enron fiasco of 2001 as a catalyst for the subsequent build-out of modernized coal plants with new steam turbine equipment and boilers. There has also been a significant modernization of steam cycles for nuclear plants as utilities try to get as much as they can from their existing thermal energy and steam cycle capabilities, but more capacity will be required. Investors are waiting to see if the industry migrates away from central generation to distributed localized smaller packaged gas turbines or fuel cells.
Incluso con tecnologías de captura de carbono, el futuro de la producción de carbón en EE.UU. está cambiando y mucho puede depender de cómo soplen los vientos políticos en 2016. Un experto sugirió que sólo quedan entre 200 y 250 gigavatios de carbón. Las soluciones energéticas competitivas, como el gas natural y las energías renovables, en última instancia aplanarán la demanda de generadores de vapor en los EE. UU., sin embargo, muchas regiones y naciones emergentes pueden considerar el carbón como una opción energética económica en los próximos años.
China Despertar Ambiental Conciencia
“Los legisladores chinos aprobaron las primeras enmiendas a la ley de protección ambiental del país en 25 años, prometiendo mayores poderes para las autoridades ambientales y castigos más severos para los contaminadores. Las enmiendas... permitirán a las autoridades detener a los jefes de las empresas durante 15 días si no completan las evaluaciones de impacto ambiental o ignoran las advertencias para que dejen de contaminar”.
China es cada vez más consciente de las preocupaciones ambientales y utilizará las tecnologías más efectivas para hacer frente a las limitaciones climatológicas. Están desarrollando rápidamente infraestructura para tener energía en la red lo antes posible, lo que requiere una dependencia continua de las plantas alimentadas con carbón en el corto plazo. En la última década, las empresas de servicios públicos chinas han comprado una gran cantidad de material para turbinas de vapor, como depuradores que eliminan el dióxido de azufre y el nitrógeno. Se prevé que necesitarán seguir desarrollando más plantas y tecnologías supercríticas para aumentar la eficiencia.
Los chinos construirán más plantas nucleares con el tiempo y lentamente abandonarán la solución provisional de producción de energía a partir de carbón. En los próximos 25 años, perseguirán agresivamente el objetivo de satisfacer hasta 50% de su demanda de energía con energía nuclear. Esto presentará buenas oportunidades para los OEM que puedan ayudar a China a cumplir ese objetivo de capacidad en el futuro. Al igual que Estados Unidos, también encontrarán y utilizarán más gas natural ampliando las actividades de fracking. En última instancia, el gas natural y la energía nuclear reducirán la dependencia actual de China de las centrales eléctricas alimentadas con carbón.
El efecto global del gas de esquisto en el desarrollo de plantas alimentadas con carbón
Tanto en América del Norte como en China, las regulaciones medioambientales están dando forma al futuro de la producción de energía. El auge del gas de esquisto también ha inspirado a las empresas de servicios públicos a convertir plantas de carbón en gas o construir nuevo Instalaciones alimentadas con gas. Sin embargo, el precio de la extracción de gas natural y el bajo precio del petróleo están causando problemas en el sector del gas. Según Bloomberg New Energy Finance, “Incluso si el precio del crudo aumenta ligeramente y se estabiliza en $75 el barril – lo que Goldman Sachs alguna vez pensó que sucedería – 19 de las reservas de esquisto del país ya no será rentable”.
A nivel mundial, la generación de energía a partir de carbón sigue aumentando, aunque a un ritmo más lento que en años anteriores. India y China todavía consideran el carbón como una fuente fácil de energía barata y ambas naciones emergentes brindan a los fabricantes de equipos una oportunidad real de obtener ganancias. En los próximos 20 años, se prevé que la India agregue 150 GW adicionales de energía alimentada por carbón.
Caminos europeos hacia el suministro de energía
No existe un consenso definitivo entre las naciones europeas cuando se trata de satisfacer las demandas energéticas futuras. Cada país de la UE tiene desafíos energéticos únicos que afrontar, tanto económica como medioambientalmente. La mayoría de los países de Europa están en contra de una mayor construcción de plantas de energía alimentadas con carbón. Al mismo tiempo, Europa está intentando “cerrar” las plantas nucleares tras el desastre nuclear de Fukushima. Desafortunadamente, las fuentes de energía renovables por sí solas no cubrirán las necesidades energéticas de las naciones europeas, como señaló recientemente Joachim Knebel, científico jefe del prestigioso Instituto de Tecnología de Karlsruhe en Alemania, cuando dijo: "Es fácil decir: "Optemos por las energías renovables". y estoy bastante seguro de que algún día podremos prescindir de la energía nuclear, pero esto es demasiado abrupto”.6
Alemania tiene la intención de eliminar gradualmente las plantas nucleares para 2022. Para llenar el vacío, han comprado una enorme cantidad de tecnología de generación solar y verde y esperan aumentar su producción eólica con instalaciones de gas natural de ciclo combinado. A falta de una generación significativa de energía nuclear o de carbón, las tarifas de los servicios públicos en Alemania se han disparado. También hay informes contradictorios y controvertidos de que Alemania está importando energía nuclear de Francia y/o la República Checa. Al no poder generar suficiente energía a partir de energías renovables, existe una presión cada vez mayor para utilizar más carbón y energía nuclear. Sólo el tiempo dirá cómo se desarrolla la historia en Alemania. Los conocedores de la industria creen que pueden pasar otros 10 años antes de que se llegue a una solución real. En última instancia, la mayoría de los expertos creen que Francia y Alemania seguirán añadiendo más plantas de ciclo combinado en los próximos años.
Gran Bretaña todavía utiliza una gran cantidad de gas y petróleo obtenidos del Mar del Norte; sin embargo, como ocurre con la mayoría de las naciones de la UE, no tiene acceso a lo que los estadounidenses llamarían gas natural económico. Debido a que Gran Bretaña no está experimentando el crecimiento que otras partes del mundo, pueden simplemente eliminar algunas de las plantas más antiguas alimentadas con carbón porque no tienen hambre de más energía eléctrica. En este punto, están impulsados principalmente por preocupaciones ambientales y de seguridad.
La dependencia energética de Europa respecto de Rusia
“El año pasado, Rusia cortó el suministro de gas a Ucrania debido a una disputa por facturas impagas. Los flujos de gas se reanudaron después de que la Comisión (Europea) negociara un acuerdo, que tiene un gran interés en garantizar el suministro a Ucrania, ya que es la principal ruta de tránsito del gas ruso hacia la Unión Europea. La UE se está esforzando por reducir su dependencia del gas ruso, que representa alrededor del 30 por ciento del suministro de la UE, y está desarrollando una ruta conocida como Corredor Sur para transportar gas azerí y combustible de otros proveedores no rusos”.7
Europa depende en gran medida de Rusia para que le proporcione gas natural. No tienen el beneficio del suministro barato de gas natural que tiene Estados Unidos; por lo tanto, los precios allí son tres o cuatro veces más altos. Las naciones europeas seguirán buscando proveedores alternativos de energía para quitarle influencia a Rusia en sus transacciones energéticas. La mayoría cree que seguirán evitando la energía a carbón de manera significativa y seguirán considerando las energías renovables como su futura fuente de energía.
En marzo de 2015, Bloomberg.com informó que los precios del carbón europeo cayeron a su punto más bajo en siete años debido a un exceso global de combustible a medida que los gobiernos del mundo continúan dejando de quemar combustibles fósiles. La desaceleración de la demanda de carbón por parte de China, el mayor consumidor, se considera una razón importante para la caída de los precios.
rt.com
Las consecuencias de Fukushima en la energía nuclear mundial Producción
“Japón, que anteriormente era uno de los mayores productores mundiales de electricidad generada por energía nuclear, ha dependido en gran medida de los combustibles fósiles tras la fusión de Fukushima Dai-ichi y el posterior cierre de su flota nuclear. En 2013, cuando se cerró casi toda la flota nuclear de Japón, más de 86% de la combinación de generación de Japón estaba compuesta de combustibles fósiles. En 2014, la generación nuclear de Japón fue cero. El gobierno japonés prevé poner en funcionamiento algunas instalaciones nucleares en 2015”.8
Es comprensible que los japoneses estén preocupados por la seguridad pública en el futuro. Lamentablemente, dependen mucho de la producción de energía nuclear para obtener energía, a pesar de los recientes esfuerzos por aumentar las capacidades de energía solar y eólica. Después de Fukushima, Japón tenía la intención de cerrar su programa nuclear por completo y volver a otras fuentes de generación de energía. Sin embargo, estudios posteriores han demostrado que no es económicamente viable para ellos renunciar por completo a la energía nuclear.
A medida que las plantas nucleares japonesas vuelvan a estar en funcionamiento, modificarán sus diseños para evitar futuros desastres. Las instalaciones más nuevas serán más pasivas y seguras. El Westinghouse AP1000 es un reactor diseñado para resistir desastres como el que enfrentó Fukushima recientemente. Aunque para Japón no es rentable construir nuevas plantas de energía alimentadas con carbón o instalaciones alimentadas con gas, Japón y Alemania han desempeñado un papel decisivo en el desarrollo de tecnologías de quema de carbón supercríticas y ultrasupercríticas para hacer el proceso menos costoso y más competitivo.
La reforma del sistema eléctrico de Japón
Después de Fukushima, el Gabinete japonés creó la Política de Reforma del Sistema Eléctrico en abril de 2013. Esta política de tres niveles se centra en ampliar la operación de redes eléctricas de área amplia, la liberalización de los mercados minoristas y la generación de energía, y proyectos de ley de separación estructural legal para revisión de la Ley del Sector Eléctrico, que se presentará a la Dieta en 2015.
La Política de Reforma del Sistema Eléctrico separa las empresas de servicios públicos de la distribución de electricidad y crea un tipo de mercado muy diferente al de Estados Unidos. Con el fin de estabilizar la infraestructura energética del país después de Fukushima, el gobierno japonés ha impuesto regulaciones operativas estrictas para las compañías eléctricas en lugar de permitir que estas entidades compitan entre sí. En la actualidad, Tokyo Electric Power Company y Kansai Power Company suministran casi 98% de la electricidad de Japón. Obtener acceso a sus líneas de transmisión es difícil y dificulta enormemente la entrada al mercado de nuevas empresas.
En Estados Unidos, los productores de energía entrantes pueden instalar una nueva planta y a menudo se exige a las empresas de servicios públicos que compren la energía que es menos costosa que la que pueden producir ellas mismas. Como siempre, hay mucho debate entre los políticos, el sector energético y el público sobre los méritos relativos de la regulación frente a la desregulación de la industria energética. En este caso, el sector energético es un lugar donde la intervención gubernamental puede ser útil para proporcionar los miles de millones de dólares necesarios para capitalizar y crear el tipo de proyectos a gran escala que pueden suministrar energía a millones.
En el futuro, Japón podría optar por el gas natural y la tecnología de ciclo combinado, utilizando turbinas para generar energía. La Tierra del Sol Naciente enfrenta desafíos geográficos únicos que influyen en sus estrategias y decisiones en materia de energía. Queda por ver cómo afectará la regulación de la generación, transmisión y distribución a las perspectivas de Japón en los próximos años. En California se han implementado regulaciones similares con resultados mixtos. Algunas empresas de servicios públicos importantes se vieron obligadas a vender sus activos de transmisión y distribución, creando una situación de tensión con Pacific Gas and Electric, San Diego Gas and Electric y Southern California Edison.
China e India mantienen ambiciones nucleares
El incidente nuclear de 2011 en Fukushima paralizó los planes de construcción masiva de la industria de la energía nuclear. Sin embargo, desde entonces, muchas naciones están adoptando una vez más la energía nuclear como un medio aún viable y necesario para la creación de energía en el siglo XXI.calle Siglo. La agencia de noticias Xinhua informa que el Consejo de Estado de China acaba de dar luz verde a dos nuevos reactores en las instalaciones de Hongyanhe de General Nuclear Power Group. Las dos unidades están siendo diseñadas por la Compañía General de Energía Nuclear de China (CGNPC). China aumentará su capacidad nuclear hasta 58 GW para 2020, según el National Business Daily. Actualmente se están construyendo 25 reactores nucleares en China. Algunos proyectan que en los próximos 20 años se podrían construir allí hasta 200 reactores.
En la India se han llevado a cabo negociaciones con intereses nucleares estadounidenses sobre la futura construcción de plantas nucleares, pero los funcionarios de la compañía se muestran reticentes a revelar detalles específicos. Se ha informado que “el gobierno indio planea triplicar la capacidad nacional de generación de energía nuclear para 2020-21”.9 Independientemente de las ambiciones nucleares o las consideraciones medioambientales de la India, todavía están construyendo plantas de carbón que necesitan por razones económicas. Agregarán activamente generación a carbón mientras continúan estudiando formas de reducir la cantidad de contaminación que van a producir. Aunque están utilizando algo de gas natural, es poco probable que lo utilicen únicamente a menos que sea absolutamente crítico que lo hagan.
Gas de esquisto, Fukushima y la política nuclear de Estados Unidos
Las políticas nucleares en Estados Unidos definitivamente han estado más influenciadas por el advenimiento de la producción de gas de esquisto que por cualquier “consecuencia” industrial de Fukushima. Dado que la energía generada a gas está disponible a menos de $20 por hora, actualmente no hay muchos incentivos para dedicarse a la energía nuclear. También parece que el precio del gas natural se mantendrá bajo en el futuro próximo. Esto no quiere decir que las empresas de servicios públicos no estén interesadas en tener energía nuclear en sus carteras, pero los beneficios actualmente no justifican el riesgo. Por el momento, las tecnologías de ciclo combinado ofrecen los mejores márgenes de beneficio para las empresas de servicios públicos y los accionistas. La producción de gas natural seguirá frenando la construcción nuclear en Estados Unidos, pero en otras partes del mundo proliferará.
La continua penetración de las energías renovables en el mercado
Con las plantas alimentadas con carbón y la energía nuclear bajo ataque por razones ambientales y de seguridad, un creciente interés en las fuentes de energía renovables ha puesto un nuevo foco en las fuentes de energía eólica, solar, de biomasa, geotérmica e hidroeléctrica. Por supuesto, cada uno de estos tiene sus inconvenientes y limitaciones actuales. Europa ha estado a la vanguardia en la implementación de tecnologías de energía verde, pero las energías renovables actualmente no pueden generar energía como lo hacen el carbón y la energía nuclear. A pesar de las preocupaciones de seguridad planteadas por Fukushima, la energía nuclear definitivamente será parte de la solución energética global de largo plazo.
Se ha trabajado mucho para obtener un verdadero “carbón limpio”. Aún así, los defensores de la energía verde creen que la vida no puede sostenerse liberando continuamente óxidos de azufre y otros contaminantes al aire. El carbón está fácilmente disponible y es económico, lo que lo convierte en una alternativa necesaria para los países en desarrollo, pero la tendencia actual hacia el gas natural y las energías renovables muestra que el carbón puede estar en peligro a largo plazo. Mientras continúa el debate político sobre el cambio climático, la tendencia hacia las energías renovables y las fuentes de energía más limpias está en movimiento. El gobierno federal ha ofrecido muchos incentivos basados en impuestos administrados por el IRS a las empresas con el fin de fomentar el despliegue de proyectos de energía renovable, incluido el Crédito Fiscal para la Producción de Electricidad Renovable (PTC) y el Crédito Fiscal para la Inversión en Energía Empresarial (ITC).
Los informes que están surgiendo afirman que el rápido avance de las capacidades solares fotovoltaicas pronto podrían descarrilar el auge del gas de esquisto. “En unos años, las plantas de energía solar producirán la energía más barata disponible en muchas partes del mundo. Para 2025, el coste de producir energía en Europa central y meridional habrá disminuido a entre 4 y 6 céntimos por kilovatio hora, y para 2050 a tan solo 2 a 4 céntimos”. Éstas son las principales conclusiones de un estudio del Instituto Fraunhofer de Sistemas de Energía Solar encargado por el grupo de expertos alemán Agora Energiewende.10
Nuclear, carbón y el plan de energía limpia
No se puede subestimar el impacto del desastre nuclear de Fukushima Daiichi en 2011. Algunas naciones como Alemania emitieron inmediatamente una moratoria sobre el futuro desarrollo nuclear. Sin embargo, estos países han descubierto que llenar el déficit de capacidad sin energía atómica no es tarea fácil. Lentamente, la construcción de nuevas plantas está aumentando en Ucrania, Bulgaria, China, Estados Unidos, Gran Bretaña y otros lugares. La dependencia de Europa del gas natural ruso también está estimulando un renovado interés en la energía nuclear y la biomasa en el continente porque cuestiones políticas y económicas han hecho que el suministro de gas sea poco confiable y económicamente inviable.
Actualmente existe una demanda de innovación en la industria nuclear. Para ello, se están desarrollando reactores de cuarta generación y varias empresas están trabajando en pequeños reactores modulares que bien podrían ser la ola del futuro. Aunque Fukushima puede haber ralentizado temporalmente las cosas en el sector nuclear, en los últimos cinco años se ha gastado más dinero en investigación y desarrollo dentro de la industria nuclear que en las últimas tres décadas.
En la Conferencia de las Naciones Unidas sobre el Cambio Climático celebrada en Copenhague en 2009, Estados Unidos acordó reducir las emisiones de gases de efecto invernadero a 17% por debajo de los niveles de 2005 para 2020. A medida que las empresas de servicios públicos trabajan para cumplir los requisitos de la Plan de energía limpia, se están construyendo nuevas plantas nucleares en Estados Unidos y se planean más para el futuro, para llenar el vacío energético dejado por la eliminación gradual de las plantas de energía basadas en carbón. “Según las predicciones de la Agencia de Protección Ambiental de EE. UU. (EPA), entre 2016 y 2020 podrían producirse casi 50 GW de retiradas de generación de carbón de carga base debido al Plan de Energía Limpia propuesto por la agencia. Estos retiros esperados se suman a los casi 70 GW de generación con combustibles fósiles que la EPA reconoce que se han retirado o se retirarán en algún momento de esta década debido a otras regulaciones de la EPA. En total, se espera que más de 120 GW de capacidad instalada, o aproximadamente el 33 por ciento de toda la generación de carbón, se retiren para 2020, lo que representa suficiente electricidad para alimentar a 60 millones de hogares”.11
Impulsores de la renovación de plantas alimentadas con carbón
Desde adentro, las empresas de servicios públicos tienen dos motivaciones cuando se trata de decidir qué hacer con las plantas de carbón existentes. El Plan de Energía Limpia busca una reducción de 30% de la huella de carbono de Estados Unidos para 2030 y pide a los estados que inhiban en gran medida la producción de gases de efecto invernadero. Para ello, las centrales alimentadas con carbón deben retirarse o renovarse. "Los estados tendrán que presentar al menos un plan inicial antes del 30 de junio de 2016, pero se les permitirá elegir entre una variedad de métodos, desde ampliar el uso de energía renovable hasta establecer sistemas basados en el mercado para el comercio de carbono".12 Muchos estados pueden considerar trabajar con sus grupos reguladores de calidad de la atención estatal para adquirir su plan con el fin de obtener una compensación. Esperan que se les permita construir instalaciones de gas natural si aceptan retirar el carbón. Es una tendencia clara lo que está ocurriendo.
En muchos casos, las plantas alimentadas con carbón pueden renovarse con nuevas tecnologías de carbón limpias, pero este proceso suele tener un costo prohibitivo, lo que lleva a las empresas a construir instalaciones completamente nuevas. La EPA es definitivamente uno de los motivadores más fuertes para el cambio dentro del gobierno de EE. UU. y, a medida que sus reglas se vuelvan más estrictas, seguirán excluyendo al carbón de la ecuación energética general. Aún así, no se puede negar que las energías renovables aún no han alcanzado su capacidad para satisfacer las demandas energéticas globales. Muchos sienten que la EPA es el principal impulsor y catalizador del cambio, lo que obliga a la mayoría de las empresas a considerar el gas natural o la energía nuclear como alternativas.
La energía nuclear es costosa de generar y plantea riesgos para la seguridad pública, como lo puso de relieve recientemente el incidente nuclear de Fukushima. Las empresas de servicios públicos desean mantener la energía nuclear en sus carteras para mantener cierto grado de diversidad de combustibles en el futuro. La producción de gas de esquisto ha sido muy lucrativa, pero algunos consideran que la infraestructura para la transmisión de gas natural es limitada. A largo plazo, el carbón puede cerrarse a menos que se pueda implementar realmente una tecnología efectiva de captura de carbono. Actualmente, todavía no ha sido comercialmente viable en una central eléctrica de gran escala y los proyectos de demostración no han tenido mucho éxito.
A nivel internacional, los fabricantes y diseñadores ven la proximidad como un factor importante a la hora de conseguir nuevos contratos. Para que las empresas tengan éxito en lugares como China y la India, es necesario que tengan fuerza sobre el terreno. Pero estos países no están interesados sólo en importar energía; quieren crearlo ellos mismos, por lo que los fabricantes se están dando cuenta de la importancia de abrir divisiones y operaciones en grandes mercados donde los clientes están interesados en eventualmente tomar posesión.
Desde una perspectiva de ingeniería, todo lo nuclear depende de la política gubernamental que determina los factores críticos de seguridad. Empresas como Areva, Westinghouse, Babcock y Wilcox, Adams Atomic, tienen que demostrar la seguridad de sus productos. El DOE apoyará monetariamente los proyectos que considere dignos, y $25 millones adicionales en financiación gubernamental ciertamente ayudan cuando se trata de investigación de reactores.
Los pequeños reactores modulares ofrecen nuevas soluciones energéticas
“Los diseñadores de reactores están desarrollando una serie de diseños de reactores pequeños de agua ligera (LWR) y no LWR que emplean soluciones innovadoras para cuestiones técnicas de energía nuclear. Estos diseños podrían usarse para generar electricidad en áreas aisladas o producir calor de proceso de alta temperatura para fines industriales... La Comisión Reguladora Nuclear (NRC) de EE. UU. espera recibir solicitudes para que el personal revise y apruebe el 10 CFR relacionado con reactores modulares pequeños (SMR). Solicitudes de la Parte 52 ya a finales de 2015”.13
Algunos países más pequeños como Malasia e Indonesia no tienen la infraestructura de la red de transmisión ni el espacio para soportar instalaciones nucleares a gran escala. Los SMR (pequeños reactores modulares) proporcionan una solución viable en situaciones como estas. Los SMR también podrían ayudar a Gran Bretaña con sus compromisos de bajas emisiones de carbono y ayudarles a aumentar la capacidad de su red. También se están implementando nuevos diseños de SMR en Estados Unidos, Japón y muchos países en desarrollo de todo el mundo.
Muchos en la industria son bastante optimistas sobre el futuro de los SMR. En la industria nuclear se utilizan desde hace algún tiempo varias versiones y varias empresas, como New Scale y SCAMU, están trabajando actualmente para seguir desarrollándolas con el objetivo de obtener la licencia en 2020. El siguiente paso sería encontrar clientes que estén dispuestos a comprar a ellos. Los SMR se construyen de forma modular en una fábrica y se transportan a su lugar de implementación. Aunque proporcionan facilidad de operación y un diseño compacto, mantenimiento y altas medidas de seguridad son todavía es necesario.
Gestión de residuos nucleares y montaña Yucca
Un informante caracterizó la gestión de desechos nucleares en Estados Unidos como “un desastre” y achacó la culpa a la política. Es cierto que el típico rencor de derechas e izquierdas ha obstaculizado la decisión sobre el establecimiento de un lugar de eliminación centralizado. Hoy en día, la mayoría de las empresas de servicios públicos almacenan sus desechos en barriles secos en sus propios sitios, ya que no existe un depósito nacional específico para la eliminación de desechos nucleares. La montaña Yucca de Nevada ha sido considerada durante mucho tiempo como el sitio preferido para un depósito de este tipo, pero la resistencia pública y política al proyecto lo ha mantenido inoperante hasta ahora. La mayoría de los ciudadanos de Nevada se oponen al sitio por razones de seguridad, como la emisión de radiación; esto a pesar de las garantías de que cualquier exposición a la radiactividad estaría dentro de los límites de seguridad establecidos.
En agosto de 2013, el Tribunal de Apelaciones de los Estados Unidos para el Distrito de Columbia ordenó el Comisión de Regulación Nuclear “aprobar o rechazar la solicitud del Departamento de Energía para [el] sitio de almacenamiento de desechos nunca terminado en Yucca Mountain de Nevada”. La opinión del tribunal decía que la NRC estaba “simplemente desobedeciendo la ley” en su acción anterior para permitir que el Administración de Obama continuar con los planes para cerrar el sitio de desechos propuesto, ya que una ley federal que designa a Yucca Mountain como el depósito de desechos nucleares del país sigue en vigor”.
Principales actores en la fabricación de turbinas
Se prevé que los generadores y motores basados en turbinas generen $162 mil millones en ventas en el mercado mundial en 2016. Esto refleja un aumento anual de 6,4%. El sector de mayor crecimiento es el de las turbinas eólicas. También es evidente una creciente demanda de turbinas de gas en el mercado internacional.
GE, Siemens, Alstom, Mitsubishi, Hitachi y Solair dominan la industria actual de fabricación de turbinas. Estas empresas superan a la competencia en lo que respecta a gas, vapor, turbinas y calderas. Se cree que GE tiene una mayor cuota de mercado de turbinas de gas. Su compra planificada de Alstom SA por $15.600 millones incluye el prestigioso negocio de turbinas de gas de servicio pesado de esa compañía. Combinando energía nuclear, de carbón, de turbinas de gas o hidroeléctrica, se cree que GE produce alrededor de 25% de la energía mundial. Si se concreta, la fusión de GE y Alstom seguramente cambiará la cuota de mercado y ampliará la huella internacional de GE.
Lanzando una llave inglesa en las obras, “La Comisión Europea emprenderá una investigación “en profundidad” sobre la fusión GE-Alstom para evaluar si infringe las normas de competencia. La investigación durará 90 días y se espera una decisión final el 6 de agosto de 2015”.15 La Comisión ha expresado su preocupación de que la disminución del campo de competencia en las turbinas de gas pueda conducir a mayores precios, menos innovación y menos opciones para los clientes.
Mientras tanto, en 2014 Mitsubishi y Hitachi se fusionaron para formar Mitsubishi Hitachi Power Systems, Ltd. (MHPS). “First announced on November 29, 2012, the two firms have transferred their respective global thermal power generation operations into a new joint venture through a company split where MHI now holds a 65% equity interest and Hitachi holds 35% in the new merged entity.”16 La fusión proporciona a ambas empresas una cartera más amplia de productos energéticos y soluciones disponibles.
En turbinas de vapor a nivel mundial, Siemens tiene una cuota de mercado de 4% en ventas anuales. Los mayores intereses en el sector del vapor son Bharat Heavy Electricals de la India (BHEL) con 18%, Toshiba con 10% y Harbin Electric de China con 7%. Al evaluar las cifras de ventas de 2015, el director ejecutivo de Siemens, Joe Kaeser, afirmó que el gas y la energía necesitan “Un concepto más integral para volver a los márgenes históricos de mayor giro”.
La necesidad de fusionarse
Según se informa, China Power Investment Corporation se está fusionando con la corporación estatal de tecnología de energía nuclear. Al mismo tiempo, la Corporación Nacional de Energía Nuclear de China se está fusionando con China General Nuclear Power. Estas fusiones deberían dar a estas entidades la fortaleza financiera necesaria para globalizarse. En Estados Unidos, el DOE respalda algunos de los préstamos para la construcción de nuevas plantas nucleares, pero China necesita fortaleza financiera para apalancarse en un mercado global. China espera competir y eventualmente liderar la industria nuclear a nivel mundial a medida que construya más reactores y adquiera más tecnología. Gastan más en energía nuclear que cualquier otro país del mundo. con sede en EE. UU. Progress Energy se fusionó con Duke Energy en 2012, lo que convirtió a Duke Energy en la empresa eléctrica más grande del país si se tienen en cuenta la capacidad de generación, el número de clientes y la capitalización de mercado.
El AB1000, los EBWR y la perspectiva nuclear
El reactor experimental de agua en ebullición (EBWR) de General Electric se está creando para aplicaciones nucleares y, según se informa, está avanzando bien en cuanto a diseño y debería estar listo para su comercialización pronto.
El líder de la industria en estos momentos es un reactor diseñado por Westinghouse en los años 80 y que originalmente se llamaba AP600. Esta unidad se hizo más grande y finalmente recibió el nombre de AP1000. Estos se están construyendo en Savannah, Georgia, en conjunto con CB&I (Chicago Bridge and Iron). El AP1000 es un reactor de agua presurizada que incorpora un EBWR de estilo antiguo diseñado por GE que requiere energía adicional para mantener sus sistemas de enfriamiento y apagar el reactor en caso de un problema. En referencia al incidente nuclear de Fukushima, los técnicos no contaban con energía de respaldo procedente de generadores diésel. Debido a esto no pudieron enfriar la planta y se produjo el desastre.
El diseño del Westinghouse AP1000 presenta un sistema pasivo que utiliza la gravedad y la convección térmica para apagar la planta incluso en ausencia de energía externa disponible. Las unidades que ahora construye Southern Company son las primeras que se construyen en Estados Unidos en 30 años y se dice que son “a prueba de Fukushima”.
Al mismo tiempo, Toshiba está construyendo un generador de turbina de vapor que es muy competitivo en términos de eficiencia al utilizar una fuente de vapor nuclear. Westinghouse y Toshiba se enfrentarán en el mercado promocionando sus reactores. Algunos sienten que Westinghouse tiene la ventaja con un diseño superior de reactor de agua y una ventaja significativa en términos de ganar pedidos a nivel nacional e internacional. Han hecho mucha más ingeniería avanzada y estandarización del diseño para que solicitar una licencia de operación sea más simple y menos costoso; algo que atrajo a la Corporación Estatal de Tecnología de Energía Nuclear de China (SNPTC).
Ambas empresas se dirigirán al Reino Unido, Bulgaria, China y la India; prácticamente en cualquier lugar donde puedan vender los reactores AP1000 o EDWR. Por supuesto, durante muchos años el negocio nuclear de Toshiba fue el elemento clave de la empresa hasta que Fukushima cerró todos sus reactores nucleares nacionales, muchos de los cuales no se han vuelto a poner en marcha. Sigue siendo una parte muy fuerte de la empresa, no tanto desde el punto de vista empresarial sino cultural. Seguirán contando con el firme apoyo de la alta dirección de Toshiba. Este es un momento crucial para la industria de la energía nuclear y los próximos cinco o diez años serán cruciales para ver hacia dónde nos llevará. Algunos sienten que los pequeños reactores modulares son el futuro y anticipan que algunas grandes empresas abandonarán el negocio nuclear o entrarán en otros mercados.
Comprender la cadena de valor de la energía
“Según la Administración de Información Energética de EE. UU., se espera que el gasto interno total en servicios energéticos crezca de aproximadamente $1,2 billones en 2010 a más de $1,7 billones en 2030. La creciente demanda de los consumidores y la innovación de clase mundial, combinadas con una fuerza laboral competitiva y una cadena de suministro capaz de construir, instalar y dar servicio a todas las tecnologías energéticas convierte a Estados Unidos en el mercado más atractivo del mundo en el sector energético global de $6 billones”.17
¿Donde está el dinero? Al examinar la cadena de valor del negocio energético, algunas áreas destacan como más lucrativas que otras. El ciclo combinado de turbinas de gas bien puede ser la mejor fuente de ingresos porque el costo de inversión para la instalación sigue siendo bastante competitivo. En el mercado estadounidense, los proveedores comerciales de electricidad compiten con otros proveedores en función de lo que cuesta entregar un megavatio incremental al mercado. Este costo variable de producción es básicamente un cálculo del costo del combustible y el costo de convertir el combustible en electricidad.
La energía nuclear se encuentra en el extremo inferior de la curva en términos de costos de producción variables, pero la inversión de capital requerida para instalarla es astronómicamente alta. En este momento, se están construyendo muchas unidades de ciclo combinado porque la conversión de gas natural en electricidad en las centrales eléctricas de ciclo combinado es ineficiente. El costo de capital es predecible y comprendido. Hoy en día hay un gran cambio hacia el ciclo combinado a medida que las empresas de servicios públicos buscan aprovechar el bajo costo del gas natural y ser más competitivas en el mercado eléctrico. Una vez más, los próximos años determinarán dónde recaerá la mayor rentabilidad. La tecnología de los reactores es muy lucrativa, pero requiere miles de millones de inversiones de capital. Si los desarrolladores venden esa tecnología pueden ganar mucho dinero; si no lo hacen, pueden perder mucho dinero. Se espera que la gestión de residuos sea extremadamente rentable en los próximos años. La manufactura también parece ser rentable, pero la mayor parte probablemente ocurrirá en el extranjero.
Los precios del uranio son actualmente lo suficientemente bajos como para que una vez que una planta nuclear entre en funcionamiento, el costo de convertir el combustible de uranio en electricidad sea extremadamente competitivo. El factor de riesgo en el mercado nuclear proviene de la posibilidad de que suceda algo que haga que el precio del uranio se dispare. Una planta nuclear es sólo un poco más cara que una hidroeléctrica en lo que respecta al costo de producir energía, por lo que la energía nuclear es rentable si los precios del uranio se mantienen estables.
Contratos de agrupación y servicios a largo plazo
Los chinos han ofrecido recientemente apoyo financiero para convencer a clientes potenciales de energía para que firmen contratos. Otras empresas prefieren manojo la venta de equipos con contrato de servicio a largo plazo. ¿Cuáles son los factores clave de éxito para desarrollar nuevos negocios en varios lugares? Muchos en la industria sienten que es importante empaquetar programas y servicios a largo plazo, y muchos grandes actores del sector energético ya lo están haciendo. Los propietarios/operadores en Estados Unidos a menudo no dependen tanto de ese tipo de servicios, pero a nivel mundial los contratos de servicios a largo plazo son más comunes. Por eso es importante que las empresas energéticas nacionales tengan presencia física y relaciones con clientes internacionales que necesitan servicio remoto. Una vez que se familiarice con la nueva tecnología, es posible que estos clientes ya no necesiten el contrato de servicio.
Las decisiones de compra en EE. UU. suelen basarse en el precio y el rendimiento, a diferencia de los planes de mantenimiento extendido. Es comprensible que se trate de un mercado muy competitivo. Las empresas japonesas como Hitachi a menudo no exigen pagos hasta que una planta esté terminada; como lo haría una tienda minorista: sin intereses, sin pagos, hasta que el trabajo esté terminado. En Europa, no es raro que los compradores compren paquetes y continúen relaciones con Siemens o Alstom. Los paquetes de financiación suelen aplicarse a propietarios menos sofisticados o a personas que están más familiarizadas con las finanzas que con el funcionamiento real de una planta. Las empresas tecnológicamente más avanzadas quieren operar sus instalaciones por sí mismas y tomar decisiones de compra claves con respecto a qué piezas compran y cuánto pagan por ellas. Estas decisiones se basan principalmente en factores económicos.
Para superar la reciente crisis económica, muchas empresas han vendido sin obtener beneficios o incluso con pérdidas, prometiendo a sus clientes que mantendrían su capacidad y formarían a su personal. Las cosas se estructuraron con el fin de obtener contratos de mantenimiento y asegurar participación de mercado. Históricamente, los OEM han tenido ventajas, pero algunas de ellas pueden desaparecer a medida que los mercados maduren.
¿Dónde estamos con la tecnología de captura de carbono?
La tecnología de captura de carbono se utilizó originalmente para mejorar la recuperación de gas y petróleo, pero en los últimos tiempos se está implementando por razones ambientales. Las plantas de energía que funcionan con combustibles fósiles son responsables de la mayoría de las emisiones de CO2. En el futuro, los métodos mejorados de captura de carbono deberían permitir atrapar y almacenar de forma segura el CO2. Hoy en día, atraparlo es caro. Se ha estimado que capturar el CO2 de una planta de 500 megavatios requeriría una instalación de separación de $400 millones. Además, la energía necesaria para hacer funcionar el separador catalítico puede consumir un tercio de la energía que produce una planta. Este panorama económico no es brillante. Algunos han mencionado subsidios, límites máximos y comercio, o regulaciones que podrían motivar a las personas a reducir las emisiones de CO2. En última instancia, se necesita nueva tecnología que pueda reemplazar las plantas de separación catalítica y, hasta ahora, los conceptos de captura de carbono propuestos han demostrado ser demasiado costosos.
La gente está trabajando en el problema. Babcock y Wilcox, por ejemplo. Hay planes técnicamente factibles, pero, nuevamente, su costo es prohibitivo. Más allá del obstáculo económico, mantener el CO2 almacenado de manera segura es imperativo, ya que cualquier falla puede causar graves problemas ambientales y de salud. Los aspectos de alto costo y problema de almacenamiento de la captura de carbono llevan a muchas empresas de servicios públicos a considerar nuevamente la energía nuclear como posiblemente la mejor solución energética global de largo alcance. En última instancia, la tecnología de captura de carbono está en su infancia y se necesitarán más datos e investigaciones para analizar sus riesgos y beneficios.
“Los químicos de UC Berkeley han dado un gran paso adelante en la tecnología de captura de carbono con un material que puede eliminar de manera eficiente el carbono del aire ambiente de un submarino con la misma facilidad que el de las emisiones contaminantes de una central eléctrica alimentada por carbón. Luego, el material libera dióxido de carbono a temperaturas más bajas que los materiales actuales que capturan carbono, lo que potencialmente reduce a la mitad o más la energía consumida actualmente en el proceso. El CO liberado2 Luego puede inyectarse bajo tierra, una técnica llamada secuestro, o, en el caso de un submarino, expulsarse al mar”.
Ciclo supercrítico versus ciclo combinado: sopesando las opciones
Las tecnologías supercrítica y ultrasupercrítica queman carbón bajo presión a temperaturas extremadamente altas para obtener una producción de energía eficiente y emisiones de CO2 muy reducidas. Además, las plantas de ciclo combinado liberan mucho menos dióxido de azufre y óxidos de nitrógeno, lo que afecta negativamente a la calidad del aire. Las unidades ultrasupercríticas que se están desarrollando en Dinamarca, Alemania y Japón deberían poder operar con aún más eficiencia y reducir el costo del combustible. Los aceros de alta aleación que inhiben la corrosión podrían dar lugar a un rápido aumento de las aplicaciones supercríticas y ultrasupercríticas en un futuro próximo.
La tecnología IGCC (Ciclo Combinado de Gasificación Integrada) “utiliza un sistema de gasificación de carbón para convertir el carbón en un gas de síntesis (syngas) y producir vapor. El gas de síntesis caliente se procesa para eliminar compuestos de azufre, mercurio y partículas antes de usarlo como combustible para un generador de turbina de combustión, que produce electricidad. El calor de los gases de escape de la turbina de combustión se recupera para generar vapor adicional. Este vapor, junto con el del proceso de gas de síntesis, impulsa un generador de turbina de vapor para producir electricidad adicional”.
Económicamente hablando, las plantas de carbón supercrítico son competitivas cuando el precio del gas natural es de aproximadamente $5 por millón de BTU. En la actualidad, el precio proyectado del gas natural en EE.UU. es de $3 a $4 por millón de BTU. Por lo tanto, incluso si no hubiera preocupación por las emisiones de CO2, sería financieramente razonable construir una planta de ciclo combinado. Esta es la razón por la que generalmente no se construyen nuevas centrales alimentadas con carbón, excepto en India, China y Vietnam. Brasil y Chile estuvieron recientemente interesados en desarrollar nuevas plantas alimentadas con carbón, pero la mejora de la tecnología de ciclo combinado ha hecho que esas naciones abandonen cualquier ambición alimentada con carbón. Esta misma actitud está generalizada en la mayoría de los países del mundo.
Proyecciones del precio del gas natural
Se proyecta que los precios del gas natural se mantendrán en el rango de $2,50 a $4 por millón de BTU en los próximos 10 años. Sin embargo, si esto fuera cierto, parecería que más plantas se estarían convirtiendo a tecnología de ciclo combinado y el mercado actual revela que no es así. Algunas empresas de servicios públicos están utilizando la estrategia de mantener algunas empresas de servicios públicos alimentadas con carbón como “protección” contra las fluctuaciones del precio del gas natural. Por ejemplo, los problemas en Ucrania podrían hacer que los precios del gas natural aumenten en Europa a 4$ a $6 por millón de BTU. En tal caso, Estados Unidos podría colocarlo en barcos y enviarlo allí. Los ejecutivos de servicios públicos a menudo se muestran reticentes a tomar grandes decisiones sobre cambios en aras de preservar sus puestos de trabajo.
Muchos de los que esperan que los precios del gas natural se mantengan tan bajos como están creen que esos precios provendrán de la continuación de las tecnologías de extracción actuales. Pero las empresas que emplean estas metodologías afirman que no pueden seguir obteniendo beneficios con los precios del gas de esquisto tan bajos. El director ejecutivo de Exxon Mobil dijo el año pasado: “Estamos perdiendo la camisa” vendiendo gas natural a precios tan bajos. Los pronósticos de precios del petróleo mucho más bajos también representarían pérdidas en nuevos pozos para la mayoría de los productores de petróleo”.
Entonces, si bien existe cierta conversión al ciclo combinado, no ha habido un compromiso 100% al respecto. El péndulo puede estar oscilando a favor del gas natural, pero a las empresas de servicios públicos les gusta mantener cierta flexibilidad para “volver a cambiar” si es necesario. Mientras tanto, se siguen produciendo más fusiones y cada vez hay menos empresas de servicios públicos, una tendencia que parece que podría continuar.
Las ventajas de los fabricantes asiáticos
“China, Japón y Corea del Sur están preparados para superar a Estados Unidos por el dominio de los mercados de energía limpia debido a sus inversiones gubernamentales sustancialmente mayores para apoyar la investigación y la innovación, la capacidad de fabricación y los mercados internos, así como la infraestructura crítica relacionada. … China, Japón y Corea del Sur superarán en inversiones a Estados Unidos por un margen de tres a uno en los próximos cinco años, atrayendo gran parte, si no la mayor parte, de la futura inversión privada en la industria. Se estima que la inversión privada mundial en energías renovables y tecnologías energéticamente eficientes alcanzará... $600 mil millones para 2020”.
Las naciones asiáticas tienen la ventaja de poder ofrecer financiación con sus productos. Aunque Asia está avanzando rápidamente, Estados Unidos todavía tiene una ventaja técnica sobre los fabricantes asiáticos. China suele tener una cláusula en sus contratos con empresas occidentales que exige transferencias de tecnología, por lo que siempre han sido expertos en recopilar información tecnológica de sus proveedores para aplicarla a proyectos en China. Su capacidad para manipular su moneda es quizás su mayor fortaleza. En el lado negativo, algunos en Estados Unidos tienen una impresión negativa de las empresas chinas, sintiendo que no dan un buen seguimiento a los problemas técnicos o de garantía. Los propietarios pueden tener problemas más adelante con transformadores y otros tipos de equipos grandes.
China y la India tienen la capacidad de fabricar sus propias calderas. Inicialmente tomaron prestados sus diseños y licenciaron tecnología de empresas dominantes como Babcock, Wilcox y Alstom, pero con el paso del tiempo las empresas chinas e indias han desarrollado la capacidad de fabricar sus propias calderas con su propia tecnología. Muchos fabricantes asiáticos tienen acuerdos vigentes por los que no tienen que pagar regalías si incorporan el diseño de otra persona. Si una empresa está buscando una nueva caldera y solicita ofertas, puede terminar comprándola a una empresa coreana que está incorporando un diseño originado en los Estados Unidos. Muchas empresas occidentales ni siquiera ofrecen ofertas a un cliente potencial si saben que un fabricante chino o indio también está ofertando porque no pueden competir en precios.
La mayoría de las calderas fabricadas y sus piezas hoy en día provienen de China o Vietnam, donde el trabajo a menudo se subcontrata porque no many companies make these products in the US anymore. Europe is still able to produce some things competitively, but China is the go-to for cost-effectiveness. Even Hitachi and Mitsubishi include materials which is outsourced from China to be competitive. Despite the possibility of repercussions down the road, large capital enterprise interactions with Chinese firms often involve joint venture agreements which stipulate that a transference of technology must take place over time. In the not-too-distant future, the Chinese will be able to produce the same technology without involving a capital partner. Of course, the Chinese market is massive, so Western industries are quite anxious to penetrate it, but this is not without some potential cost to future sales. Offering capital incentives in various regions, packaging services, packaging order volume; if ten units could be sold at a slightly lower price point to Chinese clients it is very attractive to them.
As was mentioned before, many Asian companies have licenses to utilize Western technologies. Korea and China use boiler designs from manufacturers such as Foster Wheeler, Babcock, and Alstom. Until recently, these countries have often used technologies that are a generation behind, and they were able to compete well because the software was safe and had been around for decades. The Chinese have their local markets and low manufacturing prices, but their technology has traditionally come from Western designers. India is seen by many as particularly fast-rising. Their excellent grasp of technology may elevate them over others on the basis of reliability, efficiency, and reference plans. For now, the advantage held by Western companies is based on higher technology and better manufacturing control, but it may not stay that way for long as Asian companies are growing more and more technically proficient and capable.
In the US, those in the nuclear market are extremely cautious and risk-averse. Chinese technology is sometimes viewed as immature. International clients are confident that US and Japanese manufacturers will offer technical support for the life of the units they make, but they don’t feel the same way about Chinese manufacturers. Thusly, they are quite cautious about making big technology purchases without feeling confident that they can be supported for the 40 to 60 year life of a power plant. North America and Europe are more mature markets. Most of what’s needed there are replacement parts and service. Asian suppliers may be able to fill these gaps as commodity parts are often not so sophisticated and don’t require OEM drawings. The main competition will be for parts and components.
Hinkley Point C y la controversia china
El proyecto Hinkley Point C en el Reino Unido ha generado cierta controversia. Diseñada para llevar dos nuevos reactores a la costa norte de Somerset, en Inglaterra, se trata de la primera instalación nuclear de “nueva generación” del Reino Unido. El proyecto promete proporcionar trabajo a 900 personas con 25.000 puestos de trabajo potenciales durante la construcción durante la próxima década. Las empresas están pujando por £16 mil millones que se invertirán en la construcción del proyecto. Aparte de las predecibles preocupaciones ambientales y de salud pública, ha habido preocupaciones sobre la participación de China en Hinkley Point.
Un ejecutivo de EDF ha confirmado que la empresa confía en cerrar un acuerdo de inversión en el proyecto Hinkley Point en Inglaterra para finales de marzo. “En principio, todo el mundo está de acuerdo”, dijo al Financial Times Song Xudan, director ejecutivo de EDF en China. … Los 24.500 millones de libras esterlinas la energía nuclear project represents the first overseas venture for China General Nuclear Power Corp, which has negotiated for Chinese companies to get a share in supplying components to the project.” The Chinese also want a big share of supply contracts and ownership of another nuclear site in Bradwell where they have intentions of building their own nuclear reactor. These demands have hampered ongoing Hinkley Point negotiations.
Cost savings are certainly a huge factor for the UK as they negotiate with China. Some feel financial considerations often play a larger role than they should when it comes to these types of decisions and that politicians might buy in on Chinese technology earlier than they should for the sake of political expediency. It is not believed that China will immediately pursue deeper involvement with projects in developed nations. Rather, they will likely focus on emerging markets where cost heavily influences decision-makingnegotiates. The global nuclear community is small, so everyone will be watching to see how things transpire as they always do with new power plants.
El costo, la calidad y la aversión al riesgo influyen en las decisiones de compra
Decisions regarding nuclear plants vary from country to country, depending on economic and quality concerns. Emerging nations are more likely to seek cost-effective solutions and be less inclined to deal with larger, more established companies that charge more for their services. Of course, governmental regulations also influence the choice of which companies receive business.
La aversión al riesgo también juega un papel importante en las propensiones de compra de las naciones interesadas en adquirir plantas de energía nuclear. Se considera que Estados Unidos es particularmente sensible al riesgo. Esto puede deberse a NEIL (Nuclear Electric Insurance Limited), “una seguro mutuo empresa que asegura todo plantas de energía nuclear en los Estados Unidos, así como algunas instalaciones a nivel internacional. La empresa tiene su sede en Wilmington (Delaware), y está registrado en islas Bermudas. Fue fundada en 1980 en respuesta a la campaña de 1979. Accidente de Three Mile Island.”23 Responsable de un pago a la dañada planta nuclear Crystal River de Florida, Progress Energy buscaba inicialmente un acuerdo de $1.900 millones que provocó conmociones en las empresas miembros de NEIL. La disputa finalmente se resolvió por mucho menos; $835 millones, pero el incidente ha tenido efectos duraderos, generando una aversión al riesgo en la industria que aún perdura en la actualidad.
Decisiones de mantenimiento interno/externo
For some companies, profit in the nuclear industry comes from operation and maintenance contracts. Businesses such as URS and others work on a low margin basis. They don’t make astronomical profits, but they generate respectable revenue at no margin. Smaller companies generally don’t have the manpower to undertake the maintenance of major inspections themselves, so they have to contract the work from without. Entergy has gone from doing everything itself to forming some alliances with manufacturers. They can maintain a core competency group that can manage the work that’s done for maintenance during refueling cycles.
En Estados Unidos, las empresas de servicios públicos existen en dos categorías: ya sea plantas comerciales como las que mantiene Exelon, o servicios públicos regulados como Duke, que tiene que justificar los costos y obtener una tasa de rendimiento razonable de las agencias reguladoras sobre esos gastos. En Alemania, básicamente sólo tienen que explicar sus costes, por lo que allí tienen un mercado más protegido. Pueden hacer una parte del trabajo ellos mismos y les resulta más fácil confirmar sus costos. Por lo tanto, depende de cómo esté estructurado el mercado y del tipo de entorno generacional en el que se encuentre la empresa de servicios públicos.
China – Licencias y derechos de propiedad intelectual
Los fabricantes chinos, coreanos e indios siguen prosperando en el sudeste asiático. Una clase media emergente en China y la India explica gran parte de este éxito. A largo plazo, es probable que estas naciones también tengan estrategias para ingresar al mercado global y competir allí también. En su mayor parte, estos países tienen licencias de empresas occidentales o participan en empresas conjuntas. Algunos sienten que China incorpora el diseño occidental en sus propios productos y que a las empresas occidentales les resulta cada vez más difícil proteger sus derechos de propiedad intelectual. Idealmente, construir reactores bajo licencia, según las especificaciones y utilizando materiales adecuados puede ser la situación preferida para la fabricación.
In most instances, Chinese manufacturers have licenses to sell American products, but these licenses provide that products may only be sold in the countries they are manufactured. Some claim that Chinese firms have been attempting to sell licensed equipment to other countries and that China will only respect intellectual property rights when they have gotten to the point of developing its own intellectual property worth protecting.
También existe escepticismo respecto a la calidad de los productos chinos que todavía existe hoy en día. Muchas empresas estadounidenses subcontratan la fabricación de piezas a China y existe una preocupación continua por la integridad de esos productos. Algunas empresas envían representantes a China para observar a los fabricantes chinos las 24 horas del día, asegurándose de que no tomen atajos. Esto podría incluir sustituir materiales inferiores, realizar soldaduras incorrectas o no seguir correctamente los procedimientos designados. Incluso hoy en día, los fabricantes chinos han tenido dificultades para sacudir su reputación de tomar atajos a riesgo de la seguridad y/o el rendimiento.
Ultimately, China will acquire the necessary technology and know-how to compete on the world stage with manufacturers such as Westinghouse, GE, and Toshiba. In some markets they will even dominate. While the US may presently be risk-averse concerning Chinese products, other nations will look to China because they are cost-effective. They will also appreciate the fact that China has licensed technologies, ot they have been part of technology transfers with respected Western companies. Some feel that once a technology is turned over to the Chinese, no company is going to be able to control Chinese innovation or how they manufacture their products.
¿Continuarán las empresas conjuntas chinas?
There are many research centers throughout India and China today that involve joint ventures between those nations and various Western companies. This type of international technology sharing and diversification will continue. As for China, they are still technologically behind, but they are making up ground. It’s generally felt that they will catch-up in the next five to ten years and may well go it alone. Much of this will depend on whether Western interests continue to bring value to joint ventures with the Chinese. If this does not occur and Western firms just want money, it’s unlikely that the joint ventures would move forward.
En última instancia, “China quiere maximizar su autosuficiencia en tecnología, fabricación y diseño de reactores nucleares, aunque también se fomenta la cooperación internacional y la transferencia de tecnología. Avanzado reactores de agua a presión tales como el ACPR1000 y el AP1000 son la tecnología dominante en el futuro cercano. A mediados de siglo reactores de neutrones rápidos son vistos como la principal tecnología. Los planes a más largo plazo para la capacidad futura son 200 GW para 2030 y 400 GW para 2050. Se prevé que los reactores de neutrones rápidos aporten 1.400 GW para 2100. China está posicionada para convertirse en un exportador de reactores, mediante el desarrollo del RCP-1000.”
Much will depend on the financial performance of Asian companies as to their future success in the global nuclear marketplace. At this time, there is still a good deal of uncertainty. Overall, however, there is a feeling that nations of the Pacific Rim and the BRIC countries (Brazil, Russia, India, and China) will be fundamental components of the industry growth expected in years to come.
¿Por qué India?
Los ojos están puestos en la India como un lugar potencialmente rentable para exportar tecnología nuclear. India podría resultar una base manufacturera ideal para los países en desarrollo que no necesariamente quieren la última y mejor tecnología, pero necesitan comprar infraestructura. ¿Existen otras razones para migrar a la India y fabricar allí?
Muchos ven a la India como un centro de ingeniería que inspira confianza. Si un importante fabricante busca un centro de bajo costo y elige instalar una oficina de ingeniería en Calcuta, entonces un competidor elige abrir una instalación en Calcuta, ya cuenta con una fuerza laboral relativamente capacitada de la que puede obtener talento. Sin embargo, cuando llega una tercera empresa y decide establecerse allí, al cabo de cinco o seis años descubre que lo que había sido un centro de producción de bajo coste ahora tiene unos costes laborales que se aproximan a los de Estados Unidos y Europa. Esto es especialmente cierto si se tiene en cuenta el costo de hacer negocios en esas regiones. Las ventajas comienzan a erosionarse. Situaciones similares han ocurrido en Budapest y Delhi. Puede ser la naturaleza del negocio. Algunos hablan de deslocalización empleos nuevamente; traerlos de regreso a Estados Unidos, ya que con el tiempo las ventajas de la globalización y los centros extraterritoriales de bajo costo se han erosionado. Si este hecho no es evidente hoy, será mucho más reconocible dentro de 25 años.
Algunos inversores se han sentido decepcionados porque el desarrollo en India no ha sido tan amplio como se esperaba. China todavía sigue dominando esa parte del mundo. India tiene la desventaja de no tener un suministro disponible de gas natural, lo que la hace dependiente de combustibles locales, energía nuclear y, lo más importante, carbón.
Manteniéndolo local
En ciertos países, existen requisitos de contenido local para garantizar que no sean explotados y que los empleos y la mano de obra permanezcan en su país de origen. Esta situación suele abordarse mediante empresas conjuntas. En India, local companies tend to get the contracts for new orders. Thusly, outside interests need to partner with local interests in order to be successful in bidding. In the Indian market there are some large-scale boiler companies that have licensing agreements with US-based companies. The in-house Indian boiler companies are very hard to beat, so there could be an opportunity for a company to take a chance and bid against (for example) Bharat Heavy Electricals –BHEL – as some companies have done. Of course, India is very attractive because labor costs there are extremely low and the cost of getting to market is inexpensive.
Mirando más allá de las empresas conjuntas
The merger of GE and Alstom continues to inspire fascination in the nuclear sector. There had been conjecture that GE never wanted to be in the boiler business because its marketing outreach was more effective with steam turbines. Others felt that GE was interested in partnering with someone in the boiler business or in buying another company altogether. Ultimately, GE would resist these impulses in the boiler business for fear that there was not enough profit in the idea.
Al final, todas las fusiones se basan en la oferta; ¿Quién compra y qué compra? ¿Cuáles son los factores de evaluación? Por supuesto, este tipo de evaluaciones relativas a la estrategia son difíciles de realizar a nivel macro. Irónicamente, las alianzas pueden funcionar para un proyecto, pero en el siguiente un aliado puede convertirse en un competidor directo. Parece que ninguna empresa lo tiene todo. Todos tienen sus puntos fuertes. La mayoría ve que este es un aspecto importante y saludable del negocio.
Escisión de Babcock y Wilcox
“… Energía El proveedor de servicios, The Babcock & Wilcox Company… dio un paso preliminar en su plan para escindir su negocio de generación de energía. Babcock & Wilcox Enterprises Incorporated, una subsidiaria recién formada que consistirá en el negocio de generación de energía de la compañía, ha presentado una Declaración de registro inicial del Formulario 10 ante la Comisión de Bolsa y Valores de EE. UU. (SEC). Industrial Info está rastreando $5.69 mil millones en proyectos en blanco y negro en instalaciones de energía alimentadas con carbón, gas natural y desechos, y $10 millones en proyectos en una planta de combustibles nucleares que abastece a la Marina de los EE. UU. “25 Se especula que esta escisión podría preceder a una próxima consolidación con otra persona y, si lo hace, seguiría una tendencia que ya ha estado ocurriendo en otras partes de la industria. Es probable que la decisión forme parte de la estrategia de desarrollo empresarial de B&W, ya que tienen una planta nuclear de 50-100 MW y están intentando comercializar muy activamente.
Development of nuclear products is still a relatively new undertaking for B&W. The jury is still out on whether they can be successful with their smaller nuclear plant. Right now, the only utility that appears to be seriously looking at it is TVA. Their generation is presently in the neighborhood of 30 thousand megawatts, and the unit being discussed is only a 100mw unit. In a sense, TVA is helping B&W to see if the technology is viable. A smaller plant is inherently less dangerous when it comes to nuclear-type designs and is a lot less susceptible to problems with radiation leaking into the air, ground, or water. At this point in time in US history, it’s a brand new business venture that’s entering the market at a time when people are looking to natural gas as the dominant energy source for the foreseeable future.
Si los precios del gas de esquisto se mantienen cerca de $2 por millón de BTU durante la próxima década, la mayoría de las nuevas construcciones se centrarán en plantas de gas natural. Si esos precios suben a $8 por millón de BTU, las empresas de servicios públicos deberán decidir entre carbón, reducción de carbono y generación de energía nuclear. En el futuro, la energía nuclear puede ser, de hecho, la respuesta definitiva, ya que sería más viable si los precios del gas eventualmente subieran. Los conocedores especulan que tales decisiones probablemente tardarán entre 10 y 12 años. Mientras tanto, la Compañía del Sur está en proceso de incorporar dos unidades nucleares a su flota. Inicialmente habían previsto cuatro, pero los costes resultaron ser superiores a lo esperado. Han estado construyendo plantas nucleares, de ciclo combinado y de carbón, al mismo tiempo que han tenido cuidado de equilibrar su cartera. Si los precios de la energía fluctuaran, la producción nuclear es bastante predecible porque la mayor parte del costo asociado con ella corresponde a la construcción de la propia planta. Los costos del combustible son muy pequeños, por lo que una vez que una planta está en funcionamiento y los costos operativos de producción de energía nuclear son bastante bajos.
Toshiba y Westinghouse comparten ambiciones nucleares
En 2006, las cosas estaban mejorando en el sector de la energía nuclear. Toshiba decidió asociarse con IHI Corporation para comprar Westinghouse por $5.400 millones. Después de esto, Toshiba tuvo que desprenderse de otros $1 mil millones para asegurarse una participación mayoritaria en Westinghouse cuando Marubeni Corporation se echó atrás y quiso retirarse, amenazando el acuerdo. Desde entonces, el incidente nuclear de Fukushima ha provocado que los inversores potenciales se alejen, al menos temporalmente, de la energía nuclear. Obviamente, Toshiba no anticipó tal giro de los acontecimientos y creía que los reactores nucleares estarían en un pico más alto que el actual.
el 22 de eneroDakota del Norte, 2015, Toshiba entered into negotiations to provide equipment for many Chinese nuclear reactors and additional plants in Kazakhstan. “Toshiba already has a leading position in the Chinese nuclear power market and is looking to build on this through its Westinghouse Electric unit. Las economías emergentes recurren cada vez más a la energía nuclear como una forma de frenar las emisiones de carbono, que contribuyen al calentamiento global, aunque una caída del precio del petróleo podría cambiar algunos de esos incentivos en el largo plazo”.
Mientras tanto, Westinghouse ha estado ansiosa por entregar reactores para una posible planta en Gujarat, India, a raíz de los avances logrados con respecto a la Ley de Responsabilidad. Ahora que está operativo un acuerdo entre Estados Unidos e India, Westinghouse está explorando la posibilidad de suministrar componentes a Gujarat evitando al mismo tiempo a Toshiba, su holding en Japón. Debido al acuerdo nuclear civil entre India y Japón, Toshiba no puede participar en la transacción.
Westinghouse refers to its AP1000 PWR as “the safest and most economical nuclear power plant available in the worldwide commercial marketplace.”27 They tout its unparalleled reliability, efficient design, and competitive cost. The AP1000 was the first generation three-reactor for the DOE and was considered to be at the pinnacle of technological design when it was initially licensed. It is still thought of as one of the most high-end level reactors in the world. The AP1000 is not without its detractors. In 2010, several environmental organizations called for an investigation into what they believed were weaknesses in the reactor’s containment design. John Ma, a senior structural engineer at the NRC also posited that portions of the reactors steel skin were susceptible to the impact of a plane or projectiles propelled by storms. Westinghouse experts disagreed.
Más empresas combinan fuerzas
La tendencia hacia la consolidación industrial continuará en el sector energético mundial. GE se ha asociado con Alstom. Mitsubishi e Hitachi han unido fuerzas. La alemana Siemens ha seguido recientemente su ejemplo con algunas jugadas de ajedrez propias. En 2014, adquirieron el negocio de energía de Rolls-Royce y luego se fusionaron con Dresser-Rand Group, un proveedor internacional de repuestos. servicios y soluciones de equipos. El acuerdo valía aproximadamente $7.600 millones. “Siemens intends to operate Dresser-Rand as the company’s oil and gas business retaining the Dresser-Rand brand name and its executive leadership team. In addition, Siemens intends to maintain a significant presence in Houston, which will be the headquarters location of the oil and gas business of Siemens.”28
Some believe Siemens is hoping to profit from the booming US oil and shale gas market while giving its energy business rival, GE, some competition. GE has a monolithic presence in the US market however, so Siemens will be playing catch-up in the foreseeable future. GE has put more than $14 billion into gas and oil since 2007. Siemens is a bit late to the dance, but their $1.3 billion acquisition of Rolls-Royce’ power business in May of 2014 was done in hopes of closing the gap with GE. It’s hard for companies to put their feet to the street by themselves. Regardless of a firm’s patience or ability to maintain a long-view, partnerships have become the rule of the day. In China, it’s a no-brainer. In other Asian markets, it’s beyond difficult for companies to grow their business organically.
Consolidaciones y confusa política energética estadounidense
Algunas consolidaciones se realizan teniendo en mente la producción de gas de esquisto. Pero el segmento de las turbinas de vapor no depende sólo del gas para ser rentable. Si hay un aumento del carbón, o si la energía nuclear vuelve a estar de moda, la mayoría de las empresas seguirán proporcionando productos para esos combustibles. En el negocio de las turbinas de gas, la mayoría de las empresas que buscan eficiencias óptimas tendrán un ciclo de fondo con una turbina de vapor. De esta forma se puede realizar un ciclo combinado con turbinas de gas y vapor. La mayoría de los OEM y sus socios intentan vender tecnología de ciclo combinado en lugar de ciclo simple.
Muchos en Estados Unidos, Europa y alrededor del mundo están confundidos por la falta de claridad en la dirección energética federal de Estados Unidos, que parece consistir en “una mezcolanza de políticas desconectadas diseñadas para grupos específicos sin un objetivo coherente”.29 Estados Unidos tiene subsidios energéticos para los combustibles nuclear, eólico, solar y fósil, así como subsidios para la modernización de edificios. Aún está por definirse el objetivo final de Estados Unidos y el cronograma para alcanzarlo. While these issues are being deliberated, the global energy market will continue to be market-driven,. The demand for electricity will continue to grow as long as information systems and computing systems continue to expand. The questions now are how will these growing demands be met and who in the industry will meet them?
Japón: más allá de Fukushima
Las empresas japonesas de equipos tienen la capacidad tecnológica para satisfacer las necesidades de la industria energética en Asia y en todo el mundo. Son agresivos en la promoción global de sus productos, que generalmente se consideran de buena calidad. Their recent partnership with Westinghouse places them front and center in the marketplace and in competition for top-level projects. Unfortunately, Japan is still reeling internally in the aftermath of Fukushima. “Japanese politics were dominated by energy in the wake of the disaster of 11 March, 2011. The decision to shut-down all the remaining 48 nuclear units introduced real concerns of brownouts, previously unthinkable in Japan’s gold-plated power system.”30 In a country not known for generating much gas or coal power, Japan’s nuclear-addled status has negatively impacted its economy.
Aún así, Japón es formidable. Tienen una estructura de costos baja para ser competitivos con los chinos en equipos energéticos y, hasta cierto punto, con los surcoreanos. Japón comprende el valor de poder armar un paquete energético completo y, con la financiación del proyecto, ha ganado puestos de trabajo. Tienen una buena estrategia competitiva, pero Japón no se encuentra en la mejor posición de costes relativos en este momento. Aún así, pueden descubrir cómo ganar. La tecnología y el equipo que tiene Japón lo convierten en un buen socio potencial para las empresas de los países en desarrollo.
Cuotas de mercado y probabilidad de rentabilidad
In understanding the profitability of companies in the global energy sphere, it can be difficult to uncover actual market shares and profit levels. Even ballpark figures are elusive because they are all very carefully protected, and for good reason. The competition is fierce. Insiders claim that profit levels for new equipment are ridiculously low for everyone, so no one is making money in that regard. Instead, they are looking to increase their market share, increase their installed feed base, and then profit from providing services over time. In this way, factories stay busy, people stay employed, and market share improves as companies slowly expand. It’s been said that no one is profiting to a great degree. Numbers in the new unit market are probably less than 10% for most suppliers in net profit.
Algunos creen que el dinero está en mantenimiento; suministrando servicios operativos, repuestos y repuestos. Estas cosas han proporcionado consistentemente un mejor margen durante muchos años. Si se analiza el mercado en su totalidad, tiene mucho sentido en este momento porque los precios son muy competitivos. El riesgo de que los problemas del proyecto aumenten inesperadamente los costos es tan alto que muchas empresas a menudo se concentran en simplemente permanecer en el negocio en el mercado actual.
Construyendo relaciones con proveedores
Algunos se preguntan si es importante que los proveedores establezcan relaciones exclusivas con las empresas de energía. En verdad, la transparencia es un procedimiento operativo estándar en las industrias nuclear y térmica de Estados Unidos. Esto puede deberse al hecho de que hace muchos años las centrales eléctricas se ensamblaban basándose en diseños estándar y había una gran superposición entre los proveedores de calderas y los proveedores de generadores de turbinas. A veces esto funcionaba bien para los compradores que no tenían mucho exceso de margen o capacidad, pero en algunos casos se producía un desajuste. En el entorno actual, la transparencia entre proveedores es la norma porque un ingeniero arquitecto gestiona la interfaz y no hay mucho margen en las superposiciones de diseño.
The industry as a whole is thought to be on a learning curve, rebuilding the knowledge base, the supply chain, and virtually everything else on a global scale. Companies can benefit from staying with specific suppliers who deliver consistent quality and price. It’s also important to know that a supplier will be available over the long-term during an extended construction project. In time, suppliers will improvehand-pick allowing companies to hand pick their suppliers from a pool of proven entities. The National Regulatory Commission (NRC) is also there in the US to “prevent the use of counterfeit, fraudulent, and suspect items. Their programs include careful supplier selections, effective oversight of sub-suppliers, and the authority to challenge a part’s “pedigree” when necessary.”31 La NRC inspecciona las instalaciones de energía nuclear y los sitios de producción de los proveedores. Difunden información y proporcionan orientación a los intereses nucleares.
Reactores rusos en Singapur y Budapest
In 2012 the Rosatom State Atomic Energy Corporation (ROSATOM) opened a marketing office in Singapore. ROSATOM is a Russian non-profit state corporation in Moscow and is the regulatory body of Russia’s nuclear complex. Their intent is to promote Russian nuclear capabilities while developing business in Australia and Southeast Asia. “The plans of nuclear power development in South East Asia and Australia imply construction of up to 15 reactors until 2030 which, makes this region one of the most promising ones for the development of ROSATOM’s business,” Alexey Kalinin, Director General of ROSATOM Overseas, noted.”
This part of the world uses a lot of Westinghouse technology, but Russia obviously feels emboldened to compete with them. Some feel that Russia may not have the technical know-how to operate in Singapore and that the skilled labor they need may not be available there. It’s a turnkey situation where Russia would build and operate the reactors. Singapore pays, and Russia gives them energy. Can Russia do the job cheaper than the Chinese? It remains to be seen. Until the reactors are complete, it would be hard to calculate costs. Price can be speculated upon, but much can happen in the interim to alter the final figures.
Más recientemente, los informes indican que Rusia concedió un préstamo de 10 mil millones de euros a Budapest para la ampliación de la instalación de energía nuclear de Hungría Paks. Esto ha provocado acusaciones de que Rusia espera ganar influencia política en la UE con sus acciones. A finales de marzo de 2015, Rusia firmó un acuerdo con Jordania para la construcción de dos reactores de 2.000 mW con un precio de $10 mil millones. Se prevé que estén terminados en 2022. El acuerdo estipulaba que Rusia aceptará los residuos de combustible nuclear generados por los reactores.
Márgenes de seguridad para recipientes de contención
Después de desastres nucleares como los ocurridos en Three Mile Island, Chernobyl y Fukushima, se ha prestado mucha atención a las vasijas de presión de los reactores y a su capacidad para contener la radiactividad en caso de accidente o incidente nuclear. El recipiente a presión generalmente contiene refrigerante del reactor nuclear, el núcleo del reactor y la cubierta del núcleo.
En un reactor de agua en ebullición, debido a la forma en que se controla y debido a que el efecto de la turbina es un circuito de retroalimentación hacia el propio reactor, existe un margen de lanzamiento del 3% en el diseño. Esto significa que solo hay 3% de margen adicional entre el lado del reactor y el generador de turbina que produce la electricidad. Este es un margen grande en comparación con un reactor de agua a presión, que tiene solo un margen de 2% para tolerancias de fabricación y tolerancias de diseño. Para las centrales térmicas ocurre más o menos lo mismo; un margen de diseño de 2% para el ciclo combinado de factor carbón y gas natural. No hay mucho margen de error, por lo que los fabricantes tienen que trabajar en estrecha colaboración y estar bien coordinados por los ingenieros.
“En abril de 2010, arnold gundersen, un ingeniero nuclear... publicó un informe que exploraba un peligro asociado con la posible oxidación del revestimiento de acero de la estructura de contención. En el diseño AP1000, el revestimiento y el hormigón están separados, y si el acero se oxida,... “el diseño expulsaría contaminantes radiactivos y la planta podría entregar una dosis de radiación al público 10 veces mayor que el límite de la NRC”. según Gundersen.”
Tecnología emergente de advertencia termoacústica
Los reactores nucleares tienen una serie de sistemas de control y detección, pero dentro del núcleo las condiciones son tan radicales que los sensores tradicionales no funcionan. Esto ha impedido que los operadores comprendan exactamente cómo funcionan los núcleos nucleares. Westinghouse y Académicos de la Universidad Estatal de Pensilvania y el Laboratorio Nacional de Idaho. han desarrollado una nueva tecnología que detecta cambios de temperatura y presión, además de la dosis de radiación, con sensores termoacústicos que emiten una frecuencia de “silbido” para alertar a los operadores. Westinghouse está patentando el dispositivo y quiere comercializarlo en 2019.
This technology features “thermo-acoustic neutron sensors… in the reactor to monitor the core power distribution and the temperature distribution, removing the need for tubing, wiring, and vessel penetrations that are required to support existing surveillance instruments. That reduces the costs associated with maintaining such equipment … Plant operators will be able to monitor the core much more accurately, allowing them to produce more electricity from the same amount of uranium … “
Operators will be capable of monitoring various axial positions in core fuel assemblies and obtain temperature and fission rate data. The devices are 5” – 8” long with resonance chambers of varying lengths that each has a different frequency, which clues technicians in to specific problem areas in power distribution. It’s not known if Westinghouse plans to keep this technology in-house.
El acuerdo entre GE y Alstom espera aprobación
Los reguladores antimonopolio de la UE han adelantado el plazo para aprobar la oferta de $13.500 millones de GE por el negocio de equipos eléctricos de Alstom. Evidentemente, la Comisión Europea está preocupada por los aumentos de precios que podrían derivarse del acuerdo. GE ha recibido luz verde para más de 50 transacciones desde que la Comisión bloqueó su adquisición de Honeywell por $42 mil millones en 2001. Se dice que GE es optimista en cuanto a que se aprobará el acuerdo con Alstom.
There does appear to be geographical synergy between the two companies. GE is historically dominant in the US and Alstom has a big footprint in Europe. Both have symbiotic product lines. Insiders have various theories as to GE’s intentions in making the bid for Alstom. Some don’t believe the Alstom purchase is about making GE more competitive in the fossil fuel market. Rather, they feel GE bought Alstom for the installed base of the gas turbines which allows them to extrapolate their strategy of securing contractual service agreements. It’s likely that GE wishes to gain access to Alstom’s unrivaled sales organization. Alstom’s steam turbine for combined cycle may have also attracted GE. Most don’t feel the coal-fired side was the driver of the GE acquisition.
El enfoque tándem también está funcionando para otros en el sector energético. “Mitsubishi Hitachi Power Systems Americas, Inc.... anunció la integración formal de sus operaciones en América, una culminación de la fusión histórica entre los negocios de sistemas de generación de energía térmica de Mitsubishi Heavy Industries, Ltd. e Hitachi, Ltd. El acuerdo global de empresa conjunta concluyó el 1 de febrero de 2014, ampliando su presencia en las Américas…”35
GE used to command 70% of the market in the US, but in recent times Siemens (Germany) has grown and taken some of that market share. Alstom has always represented a rather small part of the US market, so when it comes to turbine generators, the company that may have grown the most and crowded GE’s market is Toshiba. Years ago, Toshiba set its sights on selling as many steam turbines in the combined cycle market as they could, so they ended up with hundreds of units in the US.
Today, there are very few new plants being built in the United States; maybe 20 combined cycle plants a year. GE, Siemens, and Mitsubishi have the best technologies, and those three companies are vying to supply gas and steam turbines for those plants. Of course, Siemens does very well in Europe and controls the most market share of the new machines that are being built there. As was mentioned, Alstom has historically performed better in Europe than in the US, but the GE acquisition is seen as a potential win for sales and marketing because of the combined strength the merger will provide. Siemens is going to see more competition in Europe as a result.
Hace 20 años, la única manera de hacer negocios en China y la India era a través de empresas conjuntas. Actualmente, GE, Alstom y las empresas japonesas tienen proyectos allí. Hay todo tipo de relaciones comerciales diferentes en esa parte del mundo. Algunas empresas obtienen licencias de tecnología de (por ejemplo) GE o Alstom para construir máquinas o componentes. Esa ha sido la estrategia para ingresar a esos mercados desde los años 90, cuando algunos de ellos se abrieron.
Mientras tanto… en Babcock y Wilcox
Babcock and Wilcox are major players in boilers and boiler services and are industry leaders in the US with their SCR and SO2 air quality control systems. According to President and CEO, E. James Ferland, “B&W ended 2014 with a solid quarter and a strengthening backlog heading into 2015 … The Nuclear Operations business had a record year in 2014 with the highest revenue and operating income in its history … The Power Generation segment continued to deliver improved performance in the fourth quarter with strong revenues and additional international bookings for both coal and renewable power plants. Our strategy to drive international growth in the Power Generation business is generating the results we expected as demonstrated by the three projects announced since December, which puts this business in a solid position for the spin-off later this year."
Obviously, B&W has leadership, and their market share is very high. They are difficult to beat when they set their sights on any particular job and they do defend their market share well in the US. Over time, they are probably hoping their small nuclear plant technology will become the technology that people choose, but that decision has yet to be made. Most likely, they will continue to operate in the same way that they have been, as they are thought by many to be the best at what they do in the United States.
¿Una cartera sin turbinas de vapor?
There are varying opinions in the industry as to the importance of having steam turbine manufacturing in the business portfolio of a company. Some point to the small size of the new boiler market in the US and say it’s too late for expansion. Naysayers lament licensing technologies to other parts of the world, believing that it’s pointless to go to India when that market is already saturated with competitors. To be successful, it would be necessary to find the right partners, and even then, it could require dealing with some very low-cost providers. Europe is a mature market. There are incumbents there, but on the whole Europe is seen as easier to penetrate than Asia.
Por el contrario, algunos consideran que la fabricación de turbinas de vapor es, indeed, an important component of a well-rounded portfolio. Steam turbines are second to gas turbines because gas turbines are considered to be “high maintenance” and require lucrative service agreements. They need to be rebuilt almost annually, and every 18 months they require a major overhaul of the gas turbines. Steam turbines typically don’t have to be inspected for ten years. They don’t have the follow-up revenue stream that gas turbines do.
En toda la industria, los fabricantes están decididos a realizar operaciones más ágiles y productivas. Hay un esfuerzo entre todos los actores principales para reducir costos y ser fabricantes de productos y proveedores de servicios más eficientes. Estos objetivos son aún más imperativos en un mercado global altamente competitivo y con exceso de capacidad. El mundo nunca dejará de necesitar energía, venga de donde venga. Las empresas más exitosas podrán satisfacer esta demanda internacional decidiendo hábilmente dónde invertir, con quién asociarse y en qué dirección giran las turbinas.
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