Ricerca sul mercato energetico globale: soluzioni supercritiche per il nostro futuro energetico

---

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 21^st Secolo.

Il carbone è morto? Lontano da esso. La Cina, l’India e altre regioni emergenti hanno bisogno di carbone economico per alimentare il loro rapido ritmo di sviluppo, e le nuove tecnologie pulite del carbone sono in grado di fornire energia in modo più efficiente e con un minore impatto ambientale. La proliferazione degli impianti CCGT e il riemergere della produzione di energia nucleare, dopo Fukushima, hanno creato una crescente domanda di turbine alimentate a vapore e gas. Nuova analisi di Frost & Sullivan, Mercati globali delle turbine a gas e a vapore, finds that the market earned revenues of $32.51 billion in 2013 and estimates this to reach $43.49 billion in 2020.₁ Le energie rinnovabili sono l’onda del futuro, ma le fonti energetiche come l’eolico e il solare non sono ancora in grado di fornire la quantità di elettricità necessaria a un mondo affamato di energia.

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. 

Quali fattori influenzano maggiormente il settore energetico?

Negli ultimi anni l’era della produzione di energia elettrica dal carbone è andata costantemente diminuendo. In passato, il carbone rappresentava circa 55% del mercato statunitense. Oggi, quella cifra potrebbe essere inferiore a 45%. Le nuove normative relative alle emissioni di CO2 e alla combustione di combustibili fossili hanno avuto un impatto pronunciato sull’industria del carbone e alcune centrali a carbone sono semplicemente diventate troppo costose da gestire. Nel giugno del 2014, l’EPA ha elaborato un piano per l’energia pulita progettato per “mantenere un sistema energetico affidabile e conveniente, riducendo al contempo l’inquinamento e proteggendo la nostra salute e l’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.

Le normative federali creano molta incertezza

Negli Stati Uniti si registra attualmente un rallentamento degli ordini per la modernizzazione delle centrali a carbone, dovuto soprattutto alle normative federali. La diffusa incertezza riguardo alle politiche energetiche federali rende le aziende restie a investire nella tecnologia del ciclo combinato, nonostante le sue promesse. Dopo Fukushima, questa esitazione si estende anche al settore nucleare. Le energie rinnovabili non sono ancora in grado di generare energia sufficiente a soddisfare la domanda globale, quindi una riduzione del 30% nell’uso di combustibili fossili entro il 2030 sembra improbabile.

La National Association of Clean Air Agencies sostiene le normative proposte, ma avverte che “le sfide normative e relative alle risorse che ci attendono sono scoraggianti”.₃ Come ci si potrebbe aspettare, le opinioni sono spesso divise lungo le linee politiche con molti legislatori progressisti e attenti all’ambiente che lodano i mandati mentre i conservatori lamentano la potenziale perdita di entrate e posti di lavoro. 

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.

Anche con le tecnologie di cattura del carbonio, il futuro della produzione di carbone negli Stati Uniti è in continuo cambiamento e molto potrebbe dipendere da come spireranno i venti politici nel 2016. Un insider ha suggerito che rimangono solo 200-250 gigawatt di carbone. Soluzioni energetiche concorrenti come il gas naturale e le energie rinnovabili finiranno per appiattire la domanda di generatori di vapore negli Stati Uniti, tuttavia molte regioni e nazioni emergenti potrebbero considerare il carbone come un’opzione energetica poco costosa negli anni a venire.

Quello della Cina Risveglio Ambientale Consapevolezza

“I legislatori cinesi hanno approvato i primi emendamenti alla legge sulla protezione ambientale del Paese in 25 anni, promettendo maggiori poteri alle autorità ambientali e punizioni più dure per chi inquina. Gli emendamenti… consentiranno alle autorità di detenere i dirigenti delle aziende per 15 giorni se non completano le valutazioni di impatto ambientale o ignorano gli avvertimenti di smettere di inquinare”.

La Cina è sempre più consapevole delle preoccupazioni ambientali e utilizzerà le tecnologie più efficaci per far fronte ai vincoli climatologici. Stanno sviluppando rapidamente le infrastrutture per fornire energia elettrica alla rete il più presto possibile, rendendo necessario un continuo affidamento alle centrali alimentate a carbone nel breve termine. Nell’ultimo decennio, i servizi pubblici cinesi hanno acquistato molto materiale per le turbine a vapore, come gli scrubber che rimuovono il biossido di zolfo e l’azoto. Si prevede che dovranno continuare a sviluppare impianti e tecnologie più supercritici per aumentare l’efficienza. 

Nel corso del tempo i cinesi costruiranno più centrali nucleari e si allontaneranno lentamente dalla soluzione provvisoria della produzione di energia alimentata a carbone. Nei prossimi 25 anni perseguiranno con determinazione l’obiettivo di soddisfare fino a 50% della loro domanda di energia con l’energia nucleare. Ciò presenterà buone opportunità per gli OEM che potranno aiutare la Cina a raggiungere l’obiettivo di capacità in futuro. Come gli Stati Uniti, anche loro troveranno e utilizzeranno più gas naturale espandendo le attività di fracking. In definitiva, il gas naturale e l’energia nucleare ridurranno l’attuale dipendenza della Cina dalle centrali elettriche alimentate a carbone.

L’effetto globale dello shale gas sullo sviluppo delle centrali a carbone

In Nord America come in Cina, le normative ambientali stanno plasmando il futuro della produzione energetica. Il boom dello shale gas ha anche ispirato le società di servizi pubblici a convertire le centrali a carbone in quelle a gas o a costruirle nuovo impianti alimentati a gas. Tuttavia, il prezzo delle trivellazioni per il gas naturale, contrapposto al basso prezzo del petrolio, sta causando problemi nel settore del gas. Secondo Bloomberg New Energy Finance,  “Anche se il prezzo del greggio aumenta leggermente e si stabilizza a $75 al barile – come una volta Goldman Sachs pensava che sarebbe successo – 19 delle riserve di scisto del paese non sarà più redditizio”.

A livello globale, la produzione di energia elettrica dal carbone è ancora in aumento, anche se a un ritmo più lento rispetto agli anni precedenti. India e Cina guardano ancora al carbone come fonte immediata di energia a basso costo ed entrambi questi paesi emergenti offrono ai produttori di apparecchiature una reale opportunità di profitto. Nei prossimi 20 anni, si prevede che l’India aggiungerà ulteriori 150 GW di energia alimentata a carbone.

Percorsi europei per l’approvvigionamento energetico        

Non esiste un consenso definitivo tra le nazioni europee quando si tratta di soddisfare le future richieste energetiche. Ogni paese dell’UE deve affrontare sfide energetiche uniche, sia a livello economico che ambientale. La maggior parte dei paesi europei è contraria all’ulteriore sviluppo di centrali energetiche alimentate a carbone. Allo stesso tempo, l'Europa sta cercando di “chiudere” le centrali nucleari in seguito al disastro nucleare di Fukushima. Sfortunatamente, le fonti energetiche rinnovabili da sole non basteranno a soddisfare il fabbisogno energetico delle nazioni europee, come ha recentemente sottolineato Joachim Knebel, capo scienziato del prestigioso Karlsruhe Institute of Technology in Germania, quando ha detto: “È facile dire: “Stiamo puntando sulle rinnovabili”. e sono abbastanza sicuro che un giorno potremo fare a meno del nucleare, ma questo è troppo brusco.₆

La Germania intende eliminare gradualmente le centrali nucleari entro il 2022. Per colmare il divario, ha acquistato un’enorme quantità di tecnologia solare e di generazione verde e spera di aumentare la produzione eolica con impianti di gas naturale a ciclo combinato. In assenza di una significativa produzione di carbone o energia nucleare, le tariffe dei servizi pubblici in Germania sono salite alle stelle. Ci sono anche rapporti contrastanti e controversi secondo cui la Germania starebbe importando energia nucleare dalla Francia e/o dalla Repubblica Ceca. Incapaci di generare energia sufficiente dalle energie rinnovabili, vi è una crescente pressione per utilizzare più carbone ed energia nucleare. Solo il tempo dirà come si svolgerà la storia in Germania. Gli esperti del settore ritengono che potrebbero volerci altri 10 anni prima che si arrivi a una vera soluzione. La maggior parte degli esperti ritiene che Francia e Germania continueranno ad aggiungere altri impianti a ciclo combinato negli anni a venire.

La Gran Bretagna utilizza ancora molto gas e petrolio ottenuti dal Mare del Nord, tuttavia, come la maggior parte delle nazioni dell’UE, non ha accesso a quello che negli Stati Uniti chiamerebbero gas naturale poco costoso. Poiché la Gran Bretagna non sta sperimentando la crescita di altre parti del mondo, può semplicemente eliminare alcune delle più vecchie centrali a carbone perché non ha fame di più energia elettrica. A questo punto, sono guidati principalmente da preoccupazioni ambientali e di sicurezza.

La dipendenza energetica dell’Europa dalla Russia

“L’anno scorso la Russia ha tagliato il gas all’Ucraina a causa di una disputa sulle fatture non pagate. I flussi di gas sono ripresi dopo che è stato mediato un accordo dalla Commissione (europea), che ha un forte interesse a garantire le forniture all’Ucraina poiché è la principale via di transito del gas russo verso l’Unione europea. L’UE sta cercando di ridurre la propria dipendenza dal gas russo, che rappresenta circa il 30% dell’approvvigionamento dell’UE, e sta sviluppando una rotta nota come Corridoio Sud per trasportare il gas azero e il carburante di altri fornitori non russi”.₇

L’Europa fa molto affidamento sulla Russia per la fornitura di gas naturale. Non hanno il vantaggio della fornitura di gas naturale poco costosa come invece hanno gli Stati Uniti; quindi lì i prezzi sono tre o quattro volte più alti. Le nazioni europee continueranno a cercare fornitori alternativi di energia per togliere influenza alla Russia nelle loro transazioni energetiche. La maggior parte ritiene che continueranno a evitare in modo significativo l’energia alimentata a carbone e continueranno a guardare alle energie rinnovabili come futura fonte di energia.

Nel marzo del 2015, Bloomberg.com ha riferito che i prezzi del carbone europeo sono scesi al livello più basso degli ultimi sette anni a causa di un eccesso globale di carburante mentre i governi mondiali continuano ad abbandonare la combustione di combustibili fossili. Il rallentamento della domanda di carbone da parte della Cina, il maggiore consumatore, è visto come una delle ragioni principali del calo dei prezzi.

rt.com

Le conseguenze di Fukushima nell’energia nucleare globale Produzione

“Precedentemente uno dei maggiori produttori mondiali di elettricità generata dal nucleare, il Giappone ha fatto molto affidamento sui combustibili fossili in seguito alla fusione di Fukushima Dai-ichi e al successivo arresto della flotta nucleare del paese. Nel 2013, quando quasi tutta la flotta nucleare del Giappone fu chiusa, più di 86% del mix di generazione del Giappone era composto da combustibili fossili. Nel 2014, la produzione nucleare del Giappone era pari a zero. Il governo giapponese prevede di mettere in funzione alcuni impianti nucleari nel 2015”.₈

I giapponesi sono comprensibilmente preoccupati per il futuro della sicurezza pubblica. Sfortunatamente, dipendono fortemente dalla produzione di energia nucleare, nonostante i recenti sforzi per aumentare le capacità di energia solare ed eolica. All’indomani di Fukushima, il Giappone intendeva chiudere del tutto il proprio programma nucleare e tornare ad altre fonti di produzione di energia. Tuttavia, ulteriori studi hanno dimostrato che non è economicamente fattibile per loro rinunciare completamente al nucleare.

Quando le centrali nucleari giapponesi torneranno in funzione, modificheranno la progettazione degli impianti per evitare futuri disastri. Le strutture più nuove saranno più passive e sicure. Il Westinghouse AP1000 è un reattore progettato su misura per resistere a disastri come quello affrontato recentemente da Fukushima. Sebbene non sia conveniente per il Giappone costruire nuove centrali energetiche alimentate a carbone o impianti a gas, il Giappone e la Germania hanno svolto un ruolo determinante nello sviluppo di tecnologie di combustione del carbone supercritico e ultra supercritico per rendere il processo meno costoso e più competitivo.

La riforma del sistema elettrico giapponese

Dopo Fukushima, il governo giapponese ha creato la politica sulla riforma del sistema elettrico nell’aprile del 2013. Questa politica a tre livelli si concentra sull’ampliamento del funzionamento delle reti elettriche su vasta scala, sulla liberalizzazione dei mercati al dettaglio e della produzione di energia e su progetti di legge sulla separazione strutturale legale per revisione della legge sull’economia elettrica, che sarà presentata alla Dieta nel 2015.

La politica di riforma del sistema elettrico separa i servizi di pubblica utilità dalla distribuzione di elettricità e crea un tipo di mercato molto diverso da quello degli Stati Uniti. Nell'interesse di stabilizzare le infrastrutture energetiche del paese dopo Fukushima, il governo giapponese ha imposto rigide norme operative per le società elettriche invece di consentire a queste entità di competere tra loro. Attualmente, la Tokyo Electric Power Company e la Kansai Power Company forniscono quasi 98% dell'elettricità del Giappone. Ottenere l'accesso alle loro linee di trasmissione è difficile e rende estremamente difficile l'ingresso nel mercato per le nuove aziende.

Negli Stati Uniti, i nuovi produttori di energia possono installare un nuovo impianto e i servizi pubblici sono spesso tenuti ad acquistare l’energia che è meno costosa di quella che possono produrre da soli. Come sempre, tra i politici, il settore energetico e l’opinione pubblica si discute molto sui vantaggi relativi della regolamentazione rispetto alla deregolamentazione del settore energetico. In questo caso, il settore energetico è un ambito in cui l’intervento del governo può essere utile nel fornire i miliardi di dollari necessari per capitalizzare e creare progetti su larga scala in grado di fornire energia a milioni di persone.

In futuro, il Giappone potrebbe perseguire la tecnologia del gas naturale e del ciclo combinato, utilizzando le turbine per generare energia. Il Paese del Sol Levante deve affrontare sfide geografiche uniche che influiscono sulle loro strategie e decisioni in materia di energia. Resta da vedere come la regolamentazione della generazione, trasmissione e distribuzione influenzerà le prospettive del Giappone negli anni a venire. Norme simili sono state implementate in California con risultati contrastanti. Alcune delle principali società di servizi pubblici sono state costrette a vendere le proprie attività di trasmissione e distribuzione, creando una situazione di tensione con Pacific Gas and Electric, San Diego Gas and Electric e Southern California Edison.

Cina e India mantengono le ambizioni nucleari

L’incidente nucleare di Fukushima del 2011 ha paralizzato i massicci piani di costruzione dell’industria dell’energia nucleare. Da allora, tuttavia, molte nazioni stanno ancora una volta abbracciando l’energia nucleare come mezzo ancora praticabile e necessario per la creazione di energia nel 21° secolo.^st Secolo. L'agenzia di stampa Xinhua riferisce che il Consiglio di Stato cinese ha appena dato il via libera a due nuovi reattori presso l'impianto di Hongyanhe del General Nuclear Power Group. Le due unità sono state progettate dalla China General Nuclear Power Company (CGNPC). Secondo il National Business Daily, la Cina aumenterà la propria capacità nucleare fino a 58 GW entro il 2020. Attualmente in Cina sono in costruzione 25 reattori nucleari. Alcuni prevedono che nei prossimi 20 anni lì potrebbero essere costruiti fino a 200 reattori.

In India si sono svolte trattative con gli interessi nucleari statunitensi riguardo alla futura costruzione di centrali nucleari, ma i funzionari della società sono reticenti a rivelare dettagli specifici. È stato riferito che “il governo indiano prevede di triplicare la capacità di generazione di energia nucleare nazionale entro il 2020-21”.₉ Nonostante le ambizioni nucleari o le considerazioni ambientali, l'India continua a costruire centrali a carbone di cui ha bisogno per ragioni economiche. Aggiungeranno attivamente la generazione alimentata a carbone mentre continuano a studiare modi per ridurre la quantità di inquinamento che produrranno. Sebbene utilizzino del gas naturale, è improbabile che passino ad esso esclusivamente a meno che non sia assolutamente fondamentale che lo facciano.

Shale Gas, Fukushima e la politica nucleare degli Stati Uniti

Le politiche nucleari negli Stati Uniti sono state sicuramente più influenzate dall’avvento della produzione di shale gas che da qualsiasi “ricaduta” industriale di Fukushima. Con l’energia generata dal gas disponibile a meno di $20 l’ora, attualmente non ci sono molti incentivi a perseguire il nucleare. Sembra anche che il prezzo del gas naturale rimarrà basso nel prossimo futuro. Questo non vuol dire che le utility non siano interessate ad avere l’energia nucleare nei loro portafogli, ma i benefici attualmente non valgono il rischio. Per il momento, le tecnologie a ciclo combinato offrono i migliori margini di profitto per le utilities e gli azionisti. La produzione di gas naturale continuerà a rallentare la costruzione nucleare negli Stati Uniti, ma in altre parti del mondo prolifererà.

La continua penetrazione nel mercato delle energie rinnovabili

Con le centrali a carbone e l’energia nucleare sotto attacco per ragioni di sicurezza e ambientali, un crescente interesse per le fonti energetiche rinnovabili ha posto nuova attenzione alle fonti di energia eolica, solare, biomassa, geotermica e idroelettrica. Naturalmente, ognuno di questi ha i suoi inconvenienti e i suoi limiti attuali. L’Europa è stata all’avanguardia nell’implementazione di tecnologie energetiche verdi, ma le energie rinnovabili attualmente non sono in grado di generare energia come possono farlo il carbone e il nucleare. Nonostante le preoccupazioni sulla sicurezza sollevate da Fukushima, il nucleare farà sicuramente parte della soluzione energetica globale a lungo termine.

È stato fatto molto lavoro per ottenere il vero “carbone pulito”. Tuttavia, i sostenitori dell’energia verde credono che la vita non possa essere sostenuta rilasciando continuamente ossidi di zolfo e altri inquinanti nell’aria. Il carbone è facilmente disponibile ed economico, il che lo rende un’alternativa necessaria per i paesi in via di sviluppo, ma l’attuale tendenza verso il gas naturale e le energie rinnovabili mostra che a lungo termine la situazione potrebbe essere incerta per il carbone. Mentre continua il dibattito politico sul cambiamento climatico, la tendenza verso le energie rinnovabili e le fonti energetiche più pulite è in movimento. Il governo federale ha offerto alle imprese numerosi incentivi fiscali amministrati dall’IRS nell’interesse di incoraggiare la realizzazione di progetti di energia rinnovabile, tra cui il credito d’imposta sulla produzione di elettricità rinnovabile (PTC) e il credito d’imposta sugli investimenti energetici aziendali (ITC).

I rapporti che emergono sostengono che il rapido progresso delle capacità del solare fotovoltaico potrebbe presto far deragliare il boom dello shale gas. “Tra pochi anni, gli impianti di energia solare forniranno l’energia più economica disponibile in molte parti del mondo. Entro il 2025, il costo di produzione dell’energia nell’Europa centrale e meridionale sarà sceso tra 4 e 6 centesimi per kilowattora, ed entro il 2050 fino a 2-4 centesimi”. Queste sono le principali conclusioni di uno studio dell’Istituto Fraunhofer per i sistemi di energia solare commissionato dal think tank tedesco Agora Energiewende”.₁₀

Nucleare, carbone e piano per l’energia pulita

L’impatto del disastro nucleare di Fukushima Daiichi nel 2011 non può essere sottovalutato. Alcune nazioni come la Germania hanno immediatamente emesso una moratoria sul futuro sviluppo nucleare. Tuttavia, questi paesi hanno scoperto che colmare il divario di capacità senza l’energia atomica non è un’impresa da poco. Lentamente, la costruzione di nuovi impianti sta aumentando in Ucraina, Bulgaria, Cina, Stati Uniti, Gran Bretagna e altrove.  La dipendenza dell’Europa dal gas naturale russo sta anche stimolando un rinnovato interesse per l’energia nucleare e la biomassa nel continente perché le questioni politiche ed economiche hanno reso la fornitura di gas inaffidabile ed economicamente irrealizzabile.

Attualmente esiste una domanda di innovazione nel settore nucleare. A tal fine si stanno sviluppando i reattori di quarta generazione e diverse aziende stanno lavorando su piccoli reattori modulari che potrebbero rappresentare l’onda del futuro. Sebbene Fukushima possa aver rallentato temporaneamente le cose nel settore nucleare, negli ultimi cinque anni sono stati spesi più soldi per la ricerca e lo sviluppo nel settore nucleare rispetto agli ultimi tre decenni.

Alla Conferenza delle Nazioni Unite sui cambiamenti climatici tenutasi a Copenaghen nel 2009, gli Stati Uniti hanno concordato di ridurre le emissioni di gas serra a 17% al di sotto dei livelli del 2005 entro il 2020. Mentre i servizi pubblici lavorano per soddisfare i requisiti del Piano di energia pulita, negli Stati Uniti si stanno costruendo nuovi impianti nucleari e altri sono previsti per il futuro, per colmare il divario energetico lasciato dalla progressiva eliminazione delle centrali elettriche a carbone. “Secondo le previsioni dell’Environmental Protection Agency (EPA) degli Stati Uniti, tra il 2016 e il 2020 potrebbero verificarsi quasi 50 GW di dismissione della produzione di carbone di base a causa del Clean Power Plan proposto dall’agenzia. Questi pensionamenti attesi si aggiungono ai quasi 70 GW di generazione da combustibili fossili che l’EPA riconosce è andata in pensione o andrà in pensione in questo decennio a causa di altre normative EPA. Complessivamente, si prevede che oltre 120 GW di capacità installata, ovvero circa il 33% di tutta la produzione da carbone, andranno in pensione entro il 2020, rappresentando una quantità di elettricità sufficiente ad alimentare 60 milioni di case”.₁₁

Driver per la ristrutturazione degli impianti a carbone

Dall’interno, le utility hanno una duplice motivazione quando si tratta di decidere cosa fare con gli impianti a carbone esistenti. Il Clean Power Plan mira a una riduzione 30% dell’impronta di carbonio degli Stati Uniti entro il 2030 e invita gli Stati a inibire notevolmente la produzione di gas serra. A tal fine, gli impianti a carbone devono essere dismessi o rinnovati. “Gli stati dovranno presentare almeno un piano iniziale entro il 30 giugno 2016, ma potranno scegliere tra una varietà di metodi, dall’espansione dell’uso delle energie rinnovabili alla creazione di sistemi basati sul mercato per lo scambio di emissioni di carbonio”.₁₂ Molti stati potrebbero valutare la possibilità di collaborare con i propri gruppi di regolamentazione della qualità dell’assistenza statale per ottenere il loro piano nell’interesse di ottenere un compromesso. Sperano di poter costruire impianti di gas naturale se accettano di ritirare il carbone. È una tendenza chiara che si sta verificando.

In molti casi, gli impianti alimentati a carbone possono essere rinnovati con nuove tecnologie pulite, ma questo processo ha spesso costi proibitivi e spinge le aziende a costruire impianti completamente nuovi. L’EPA è sicuramente uno dei più forti stimoli al cambiamento all’interno del governo degli Stati Uniti e man mano che le sue regole diventano sempre più rigorose, continuerà a escludere il carbone dall’equazione energetica complessiva. Tuttavia, non si può negare che le energie rinnovabili non siano ancora in grado di soddisfare la domanda energetica globale. Molti ritengono che l’EPA sia il principale motore e catalizzatore del cambiamento, costringendo la maggior parte delle aziende a considerare come alternative il gas naturale o l’energia nucleare.

L’energia nucleare è costosa da produrre e comporta rischi per la sicurezza pubblica, come recentemente evidenziato dall’incidente nucleare di Fukushima. Le utility desiderano mantenere l’energia nucleare nei loro portafogli per mantenere un certo grado di diversificazione dei combustibili in futuro. La produzione di gas di scisto è stata molto redditizia, ma alcuni ritengono che le infrastrutture per il trasporto del gas naturale siano limitate. A lungo termine, il carbone potrebbe essere abbandonato a meno che non si riesca a realizzare una tecnologia efficace per la cattura del carbonio. Al momento, non è ancora commercialmente fattibile per una centrale elettrica su larga scala e i progetti dimostrativi non hanno avuto particolare successo.

A livello internazionale, produttori e designer vedono nella vicinanza un fattore importante per assicurarsi nuovi contratti. Affinché le aziende possano avere successo in luoghi come la Cina e l’India, è necessario che le aziende siano presenti sul territorio. Ma questi paesi non sono interessati solo a importare energia; vogliono crearlo da soli, quindi i produttori stanno comprendendo l’importanza di aprire divisioni e operazioni in grandi mercati in cui i clienti sono interessati ad assumerne eventualmente la proprietà

Da un punto di vista ingegneristico, tutto ciò che riguarda il nucleare dipende dalla politica del governo che determina i fattori critici di sicurezza. Aziende come Areva, Westinghouse, Babcock e Wilcox, Adams Atomic, devono dimostrare la sicurezza dei loro prodotti. Il DOE sosterrà monetariamente i progetti che ritiene meritevoli, e ulteriori $25 milioni in finanziamenti governativi aiutano sicuramente quando si tratta di ricerca sui reattori.

Piccoli reattori modulari offrono nuove soluzioni energetiche

“I progettisti di reattori stanno sviluppando una serie di progetti di piccoli reattori ad acqua leggera (LWR) e non-LWR che impiegano soluzioni innovative ai problemi tecnici dell'energia nucleare. Questi progetti potrebbero essere utilizzati per generare elettricità in aree isolate o produrre calore di processo ad alta temperatura per scopi industriali. Applicazioni della Parte 52 già alla fine del 2015."₁₃

Alcuni paesi più piccoli come la Malesia e l’Indonesia non hanno l’infrastruttura della rete di trasmissione o lo spazio per supportare impianti nucleari su larga scala. Gli SMR (piccoli reattori modulari) forniscono una soluzione praticabile in situazioni come queste. Gli SMR potrebbero anche aiutare la Gran Bretagna a rispettare i suoi impegni a favore di basse emissioni di carbonio e aiutarla ad aumentare la propria capacità di rete. Nuovi progetti SMR vengono implementati anche negli Stati Uniti, in Giappone e in molti paesi in via di sviluppo in tutto il mondo.

Molti nel settore sono piuttosto ottimisti riguardo al futuro degli SMR. Già da tempo nell'industria nucleare vengono utilizzate diverse versioni e diverse aziende come New Scale e SCAMU stanno attualmente lavorando per svilupparle ulteriormente nell'interesse di ottenere la licenza entro il 2020. Il prossimo passo sarebbe trovare clienti disposti ad acquistare loro. Gli SMR sono costruiti in forma modulare in una fabbrica e vengono trasportati al luogo di distribuzione. Sebbene forniscano facilità d'uso e un design compatto, manutenzione e misure di sicurezza elevate Sono ancora richiesto.

Gestione dei rifiuti nucleari e Yucca Mountain

Un insider ha definito la gestione dei rifiuti nucleari negli Stati Uniti “un disastro” e ne ha attribuito la colpa alla politica. È vero che il tipico rancore tra destra e sinistra ha ostacolato la decisione di istituire un luogo di smaltimento centralizzato. Oggi, la maggior parte dei servizi di pubblica utilità immagazzinano i propri rifiuti in fusti secchi nei propri siti poiché non esiste un deposito nazionale specifico per lo smaltimento dei rifiuti nucleari. La Yucca Mountain nel Nevada è stata a lungo considerata il sito preferito per un simile deposito, ma la resistenza pubblica e politica al progetto lo ha finora mantenuto inoperativo. La maggioranza dei cittadini del Nevada si oppone al sito per motivi di sicurezza come l'emissione di radiazioni; questo nonostante le assicurazioni che qualsiasi esposizione alla radioattività rientrerebbe ampiamente nei limiti di sicurezza stabiliti.

Nell'agosto 2013, il Corte d'Appello degli Stati Uniti per il Distretto di Columbia ordinò il Commissione di regolamentazione nucleare di "approvare o respingere la richiesta del Dipartimento dell'Energia per [il] sito di stoccaggio dei rifiuti mai completato a Yucca Mountain, nel Nevada".  Il parere della corte affermava che la NRC stava "semplicemente violando la legge" nella sua precedente azione per consentire l'autorizzazione amministrazione Obama di portare avanti i piani per chiudere il sito di scorie proposto dal momento che rimane in vigore una legge federale che designa Yucca Mountain come deposito nazionale di scorie nucleari.

Principali attori nella produzione di turbine

Si prevede che i generatori e i motori basati su turbine genereranno $162 miliardi di vendite sul mercato mondiale nel 2016. Ciò riflette un aumento annuo di 6,4%. Il settore in maggiore crescita è quello delle turbine eoliche. Una crescente domanda di turbine a gas è evidente anche sul mercato internazionale. 

GE, Siemens, Alstom, Mitsubishi, Hitachi e Solair dominano oggi l'industria manifatturiera delle turbine. Queste aziende dominano la concorrenza quando si tratta di gas, vapore, turbine e caldaie. Si ritiene che GE abbia una quota di mercato maggiore delle turbine a gas. L'acquisto pianificato di $15,6 miliardi di Alstom SA comprende il settore delle turbine a gas per carichi pesanti molto apprezzato di tale società.  Combinando il nucleare, il carbone, le turbine a gas o l'idroelettrico, si ritiene che GE produca circa 25% dell'energia mondiale. Se dovesse andare in porto, la fusione tra GE e Alstom cambierà sicuramente l'aspetto della quota di mercato e amplierà l'impronta internazionale di GE.

Gettando una chiave inglese nei lavori, "la Commissione Europea avvierà un'indagine “approfondita” sulla fusione GE-Alstom per valutare se viola le regole della concorrenza. L’indagine durerà 90 giorni con una decisione finale prevista per il 6 agosto 2015”.₁₅ La Commissione ha espresso preoccupazione per il fatto che la riduzione del campo di concorrenza nel settore delle turbine a gas potrebbe portare a un aumento dei prezzi, a una minore innovazione e a minori opzioni per i clienti.

Nel frattempo, nel 2014, Mitsubishi e Hitachi si sono fuse per formare 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 fusione fornisce ad entrambe le società un portafoglio più ampio di materie prime energetiche e di soluzioni disponibili.

Nelle turbine a vapore globali, Siemens ha una quota di mercato di 4% nelle vendite annuali. I maggiori interessi nel vapore sono Bharat Heavy Electricals of India (BHEL) con 18%, Toshiba con 10% e Harbin Electric of China con 7%. Valutando i dati di vendita del 2015, l'amministratore delegato di Siemens Joe Kaeser ha affermato che il gas e l'elettricità sono necessari “un concetto più completo per tornare ai margini storici più a lungo termine”.

La voglia di fondersi

Secondo quanto riferito, la China Power Investment Corporation si sta fondendo con la società statale per la tecnologia dell’energia nucleare. Allo stesso tempo la China National Nuclear Power Corporation si sta fondendo con la China General Nuclear Power. Queste fusioni dovrebbero dare a queste entità la forza finanziaria necessaria per diventare globali. Negli Stati Uniti, il DOE sostiene alcuni dei prestiti per la costruzione di nuove centrali nucleari, ma la Cina ha bisogno di forza finanziaria per far leva sul mercato globale. La Cina spera di competere e, alla fine, guidare l’industria nucleare a livello globale costruendo più reattori e ottenendo più tecnologia. Spendono per il nucleare più di qualsiasi altro paese al mondo. Con sede negli Stati Uniti  Progress Energy si è fusa con Duke Energy nel 2012, rendendo Duke Energy la più grande azienda elettrica del paese se si considerano la capacità di generazione, il numero di clienti e la capitalizzazione di mercato.

L'AB1000, l'EBWR e il Nuclear Outlook

Il reattore sperimentale ad acqua bollente (EBWR) della General Electric è stato creato per applicazioni nucleari e, secondo quanto riferito, sta facendo buoni progressi dal punto di vista della progettazione e dovrebbe essere presto pronto per la commercializzazione.   

Il leader del settore al momento è un reattore progettato da Westinghouse negli anni '80, originariamente chiamato AP600. Questa unità è stata ingrandita e alla fine è stata chiamata AP1000. Questi sono in costruzione a Savannah, in Georgia, in tandem con CB&I (Chicago Bridge and Iron). L'AP1000 è un reattore ad acqua pressurizzata che incorpora un EBWR di vecchio tipo progettato da GE che richiede potenza extra per mantenere i suoi sistemi di raffreddamento e per spegnere il reattore in caso di problemi. Riferendosi all'incidente nucleare di Fukushima, i tecnici non avevano energia di riserva da generatori diesel. Per questo motivo non sono riusciti a raffreddare l'impianto e ne è seguito il disastro.

Il design Westinghouse AP1000 prevede un sistema passivo che utilizza la gravità e la convezione termica per spegnere l'impianto anche in assenza di energia esterna disponibile. Le unità attualmente costruite dalla Southern Company sono le prime costruite negli Stati Uniti da 30 anni e si dice che siano “a prova di Fukushima”.

Allo stesso tempo, Toshiba sta costruendo un generatore a turbina a vapore che è molto competitivo in termini di efficienza nell'utilizzo di una fonte di vapore nucleare. Westinghouse e Toshiba si scontreranno sul mercato promuovendo i loro reattori. Alcuni ritengono che Westinghouse sia in vantaggio con un design superiore del reattore ad acqua e un vantaggio significativo in termini di acquisizione di ordini a livello nazionale e internazionale. Hanno fatto molto di più per quanto riguarda l'ingegneria avanzata e la standardizzazione della progettazione in modo che richiedere una licenza operativa sia più semplice e meno costoso; qualcosa che ha attratto la State Nuclear Power Technology Corp (SNPTC) cinese.

Entrambe le società andranno nel Regno Unito, in Bulgaria, Cina e India; praticamente ovunque possano vendere i reattori AP1000 o EDWR. Naturalmente, per molti anni l'attività nucleare di Toshiba è stata l'elemento chiave dell'azienda fino a quando Fukushima non ha spento tutti i reattori nucleari nazionali, molti dei quali non sono stati riavviati. E' ancora una parte molto forte dell'azienda, non tanto dal punto di vista commerciale quanto da quello culturale. Continueranno a essere fortemente supportati dal senior management di Toshiba. Questo è un momento cruciale per l’industria dell’energia nucleare e i prossimi cinque o dieci anni saranno fondamentali per vedere dove porterà. Alcuni ritengono che i piccoli reattori modulari siano il futuro e anticipano che alcune grandi aziende abbandoneranno il settore nucleare o entreranno in mercati diversi.

Comprendere la catena del valore dell’energia

“Secondo la US Energy Information Administration, si prevede che la spesa nazionale totale per i servizi energetici crescerà da circa $1.2 trilioni nel 2010 a oltre $1.7 trilioni nel 2030. La crescente domanda dei consumatori e l’innovazione di livello mondiale, combinati con una forza lavoro competitiva e una catena di fornitura in grado di costruire, installare e fornire assistenza a tutte le tecnologie energetiche rende gli Stati Uniti il mercato più attraente al mondo nel settore energetico globale da $6 trilioni”.₁₇

Dove sono i soldi? Esaminando la catena del valore del business energetico, alcune aree risultano più redditizie di altre. Il ciclo combinato con turbina a gas potrebbe essere la migliore fonte di guadagno perché il costo di investimento per l’installazione è ancora piuttosto competitivo. Nel mercato statunitense, i fornitori commerciali di elettricità competono con altri fornitori in base al costo di immettere sul mercato un megawatt incrementale. Questo costo di produzione variabile è fondamentalmente un calcolo del costo del carburante e del costo di conversione del carburante in elettricità.

Il nucleare si trova all’estremità inferiore della curva in termini di costi di produzione variabili, ma l’investimento di capitale richiesto per installarlo è astronomicamente alto. In questo momento, ci sono molte unità a ciclo combinato in fase di realizzazione perché la conversione del gas naturale in elettricità nelle centrali elettriche a ciclo combinato è inefficiente. Il costo del capitale è prevedibile e compreso. Oggi c’è un enorme passaggio al ciclo combinato poiché le utility cercano di trarre vantaggio dal basso costo del gas naturale e di essere più competitive nel mercato dell’elettricità. Ancora una volta, i prossimi anni determineranno dove si troverà la maggiore redditività. La tecnologia dei reattori è molto redditizia ma richiede miliardi di capitali di investimento. Se gli sviluppatori vendono quella tecnologia possono guadagnare molti soldi, altrimenti possono perdere molti soldi. Si prevede che la gestione dei rifiuti sarà estremamente redditizia negli anni a venire. Anche il settore manifatturiero sembra essere redditizio, ma la maggior parte di ciò avverrà probabilmente all’estero.

I prezzi dell’uranio sono attualmente sufficientemente bassi che, una volta che un impianto nucleare sarà operativo, il costo di conversione del combustibile di uranio in elettricità sarà estremamente competitivo. Il fattore di rischio nel mercato nucleare deriva dalla possibilità che accada qualcosa che faccia impennare il prezzo dell’uranio. Una centrale nucleare è solo leggermente più costosa di una centrale idroelettrica in termini di costi di produzione dell’energia, quindi il nucleare è conveniente se i prezzi dell’uranio rimangono stabili.

Bundling e contratti di servizio a lungo termine

I cinesi hanno recentemente offerto sostegno finanziario per convincere i potenziali clienti del settore energetico a firmare contratti. Altre aziende preferiscono fascio la vendita di attrezzature con un contratto di assistenza a lungo termine. Quali sono i fattori chiave di successo per lo sviluppo di nuove attività in varie località? Molti nel settore ritengono che sia importante pacchettizzare programmi e servizi a lungo termine, e molti grandi attori del settore energetico lo stanno già facendo. I proprietari/operatori negli Stati Uniti spesso non dipendono così tanto da questo tipo di servizi, ma a livello globale i contratti di servizio a lungo termine sono più comuni. Ecco perché è importante che le aziende energetiche nazionali abbiano una presenza fisica e rapporti con clienti internazionali che necessitano di servizi da remoto.  Una volta acquisita la familiarità con la nuova tecnologia, è possibile che questi clienti non necessitino più del contratto di servizio.

Le decisioni di acquisto negli Stati Uniti si basano solitamente sul prezzo e sulle prestazioni anziché su piani di manutenzione estesi. È comprensibilmente un mercato molto competitivo. Le aziende giapponesi come Hitachi spesso non richiedono pagamenti finché un impianto non viene completato; come potrebbe fare un negozio al dettaglio: nessun interesse, nessun pagamento, fino al termine del lavoro. In Europa, non è raro che gli acquirenti acquistino pacchetti e continuino i rapporti con Siemens o Alstom. I pacchetti di finanziamento si applicano solitamente a proprietari meno sofisticati o a persone che hanno più familiarità con la finanza che con l’effettivo funzionamento di un impianto. Le aziende tecnologicamente più avanzate desiderano gestire autonomamente le proprie strutture e prendere decisioni chiave in materia di acquisto in merito a quali parti acquistare e quanto pagarle. In primo luogo, tali decisioni si basano su fattori economici.

Per superare la recente crisi economica, molte aziende hanno venduto a profitto zero o addirittura in perdita, promettendo ai propri clienti che avrebbero mantenuto le proprie capacità e formato il proprio personale. Le cose erano strutturate allo scopo di ottenere contratti di manutenzione e assicurarsi quote di mercato. Storicamente, gli OEM hanno avuto dei vantaggi, ma alcuni di questi potrebbero scomparire con la maturazione dei mercati.

A che punto siamo con la tecnologia di cattura del carbonio?

La tecnologia di cattura del carbonio è stata originariamente utilizzata per migliorare il recupero di gas e petrolio, ma negli ultimi tempi viene utilizzata per ragioni ambientali. Gli impianti energetici alimentati da combustibili fossili sono responsabili della maggior parte delle emissioni di CO2. In futuro, metodi migliorati di cattura del carbonio dovrebbero consentire la cattura e lo stoccaggio sicuro della CO2. Oggi intrappolarlo è costoso. È stato stimato che catturare la CO2 da un impianto da 500 megawatt richiederebbe un impianto di separazione da $400 milioni. Inoltre, l’energia necessaria per far funzionare il separatore catalitico può consumare un terzo dell’energia prodotta da un impianto. Questo quadro economico non è brillante. Alcuni hanno menzionato sovvenzioni, Cap and Trade o regolamenti che potrebbero motivare le persone a ridurre le emissioni di CO2. Alla fine è necessaria una nuova tecnologia che possa sostituire gli impianti di separazione catalitica e finora i concetti proposti per la cattura del carbonio si sono rivelati troppo costosi.

Le persone stanno lavorando sul problema. Babcock e Wilcox, per esempio. Esistono piani tecnicamente fattibili, ma, ancora una volta, hanno costi proibitivi. Al di là dell’ostacolo economico, mantenere la CO2 al sicuro nello stoccaggio è fondamentale poiché qualsiasi guasto può causare seri problemi alla salute e all’ambiente.  Gli alti costi e gli aspetti problematici dello stoccaggio della cattura del carbonio portano molte aziende di servizi pubblici a considerare nuovamente il nucleare come forse la migliore soluzione energetica globale a lungo termine. In ultima analisi, la tecnologia di cattura del carbonio è agli inizi e saranno necessari ulteriori dati e ricerche per analizzarne i rischi e i benefici.

“I chimici dell’UC Berkeley hanno fatto un grande passo avanti nella tecnologia di cattura del carbonio con un materiale in grado di rimuovere efficacemente il carbonio dall’aria ambiente di un sottomarino con la stessa rapidità con cui lo fanno le emissioni inquinate di una centrale elettrica a carbone. Il materiale rilascia quindi l’anidride carbonica a temperature più basse rispetto agli attuali materiali per la cattura del carbonio, riducendo potenzialmente della metà o più l’energia attualmente consumata nel processo. Il CO₂ possono poi essere iniettati nel sottosuolo, una tecnica chiamata sequestering, o, nel caso di un sottomarino, espulsi in mare”.

Ciclo supercritico vs. ciclo combinato: valutare le opzioni

Le tecnologie Supercritica e Ultra Supercritica bruciano carbone sotto pressione a temperature estremamente elevate per ottenere una produzione energetica efficiente e emissioni di CO2 notevolmente ridotte. Inoltre, gli impianti a ciclo combinato rilasciano molta meno anidride solforosa e ossidi di azoto che influiscono negativamente sulla qualità dell’aria. Le unità ultra supercritiche sviluppate in Danimarca, Germania e Giappone dovrebbero essere in grado di funzionare con ancora maggiore efficienza e ridurre il costo del carburante.  Gli acciai altolegati che inibiscono la corrosione potrebbero portare ad un rapido aumento delle applicazioni supercritiche e ultrasupercritiche nel prossimo futuro.

La tecnologia IGCC (Integrated Gasification Combined Cycle) “utilizza un sistema di gassificazione del carbone per convertire il carbone in un gas di sintesi (syngas) e produrre vapore. Il gas di sintesi caldo viene trattato per rimuovere i composti dello zolfo, il mercurio e il particolato prima di essere utilizzato per alimentare un generatore a turbina a combustione, che produce elettricità. Il calore dei gas di scarico della turbina a combustione viene recuperato per generare ulteriore vapore. Questo vapore, insieme a quello proveniente dal processo di syngas, aziona quindi un generatore a turbina a vapore per produrre ulteriore elettricità.

Dal punto di vista economico, le centrali a carbone supercritico sono competitive quando il prezzo del gas naturale è di circa $5 per milione di BTU. Attualmente, il prezzo previsto del gas naturale negli Stati Uniti è compreso tra $3 e $4 per milione di BTU. Quindi, anche se non ci fossero preoccupazioni per le emissioni di CO2, sarebbe finanziariamente ragionevole costruire un impianto a ciclo combinato. Questo è il motivo per cui generalmente non vengono costruite nuove centrali alimentate a carbone, tranne che in India, Cina e Vietnam. Brasile e Cile si sono recentemente interessati allo sviluppo di nuovi impianti alimentati a carbone, ma il miglioramento della tecnologia del ciclo combinato ha portato queste nazioni ad abbandonare ogni ambizione relativa al carbone. Questo stesso atteggiamento è diffuso nella maggior parte dei paesi del mondo.

Proiezioni dei prezzi del gas naturale

Si prevede che i prezzi del gas naturale rimarranno nell’intervallo da $2,50 a $4 per milione di BTU nei prossimi 10 anni. Tuttavia, se ciò fosse vero, sembrerebbe che più impianti si convertirebbero alla tecnologia del ciclo combinato e il mercato attuale rivela che non è così. Alcuni servizi di pubblica utilità stanno utilizzando la strategia di mantenere alcuni servizi alimentati a carbone come “copertura” contro le fluttuazioni dei prezzi del gas naturale. Ad esempio, i problemi in Ucraina potrebbero causare un aumento dei prezzi del gas naturale in Europa da 4$ a $6 per milione di BTU. In tal caso, gli Stati Uniti potrebbero caricarlo sulle navi e inviarlo lì. I dirigenti delle utility sono spesso reticenti a prendere grandi decisioni riguardo ai cambiamenti nell’interesse di preservare il proprio posto di lavoro.

Molti di coloro che si aspettano che i prezzi del gas naturale rimangano così bassi credono che tali prezzi deriveranno dalla continuazione delle attuali tecnologie di estrazione. Ma le aziende che utilizzano queste metodologie affermano di non poter continuare a trarre profitto con i prezzi dello shale gas così bassi. L'amministratore delegato di Exxon Mobil ha dichiarato l'anno scorso: "Stiamo perdendo le nostre magliette" vendendo gas naturale a prezzi così bassi. Le previsioni per prezzi del petrolio molto più bassi rappresenterebbero anche perdite su nuovi pozzi per la maggior parte dei produttori di petrolio”.

Pertanto, anche se è prevista una certa conversione al ciclo combinato, non vi è stato alcun impegno a riguardo da parte del 100%. Il pendolo potrebbe oscillare a favore del gas naturale, ma le utility preferiscono mantenere una certa flessibilità per “tornare indietro” se necessario. Nel frattempo, continuano ad avvenire sempre più fusioni e ci sono sempre meno servizi di pubblica utilità, una tendenza che sembra destinata a continuare.

I vantaggi dei produttori asiatici

“Cina, Giappone e Corea del Sud sono pronti a surclassare gli Stati Uniti per il dominio dei mercati dell’energia pulita grazie ai loro investimenti governativi sostanzialmente più grandi per sostenere la ricerca e l’innovazione, la capacità produttiva e i mercati nazionali, nonché le infrastrutture critiche correlate. … Cina, Giappone e Corea del Sud investiranno più degli Stati Uniti con un margine di tre a uno nei prossimi cinque anni, attirando gran parte se non la maggior parte dei futuri investimenti privati nel settore. Si stima che gli investimenti privati globali solo nelle energie rinnovabili e nelle tecnologie efficienti dal punto di vista energetico raggiungeranno… $600 miliardi entro il 2020”.

Le nazioni asiatiche hanno il vantaggio di poter offrire finanziamenti con i loro prodotti. Sebbene l’Asia stia avanzando rapidamente, gli Stati Uniti detengono ancora un vantaggio tecnico rispetto ai produttori asiatici. La Cina in genere ha una clausola nei suoi contratti con le aziende occidentali che richiede trasferimenti di tecnologia, quindi sono sempre stati abili nel raccogliere informazioni tecnologiche dai loro fornitori che applicano ai progetti in Cina. La loro capacità di manipolare la valuta è forse il loro più grande punto di forza. L’aspetto negativo è che alcuni negli Stati Uniti hanno un’impressione negativa delle aziende cinesi, ritenendo che non seguano bene le questioni tecniche o di garanzia. I proprietari potrebbero avere problemi in seguito con trasformatori e altri tipi di apparecchiature di grandi dimensioni.

Cina e India hanno la capacità di produrre le proprie caldaie. Inizialmente hanno preso in prestito i loro progetti e la tecnologia concessa in licenza da aziende dominanti come Babcock, Wilcox e Alstom, ma col passare del tempo le aziende cinesi e indiane hanno sviluppato la capacità di realizzare le proprie caldaie con la propria tecnologia. Molti produttori asiatici hanno stipulato accordi in base ai quali non devono pagare royalties se incorporano il design di qualcun altro. Se un’azienda è alla ricerca di una nuova caldaia e sollecita offerte, potrebbe finire per acquistarla da un’azienda coreana che sta incorporando un progetto originario degli Stati Uniti. Molte aziende occidentali non faranno nemmeno offerte a un potenziale cliente se sanno che anche un produttore cinese o indiano sta facendo un'offerta perché non possono competere in termini di prezzo.

La maggior parte delle caldaie e dei componenti fabbricati oggi provengono dalla Cina o dal Vietnam, dove il lavoro è spesso esternalizzato o meno  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 e la controversia cinese

Il progetto Hinkley Point C nel Regno Unito ha generato la sua parte di polemiche. Progettato per portare due nuovi reattori sulla costa settentrionale del Somerset in Inghilterra, è il primo impianto nucleare di “nuova generazione” nel Regno Unito.  Il progetto promette di dare lavoro a 900 persone con 25.000 posti di lavoro potenziali durante la costruzione nel prossimo decennio. Le aziende fanno un'offerta per 16 miliardi di sterline che saranno investiti nella realizzazione del progetto. A parte le prevedibili preoccupazioni per l’ambiente e la salute pubblica, ci sono state preoccupazioni riguardo al coinvolgimento della Cina a Hinkley Point.

Un dirigente di EDF ha confermato che la società è fiduciosa in un accordo di investimento sul progetto Hinkley Point Inghilterra entro la fine di marzo. "In linea di principio, tutti sono d'accordo", ha detto al Financial Times Song Xudan, amministratore delegato di EDF in Cina. … I 24,5 miliardi di sterline energia nucleare 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.

Costo, qualità e avversione al rischio influenzano le decisioni di acquisto

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.

Anche l’avversione al rischio gioca un ruolo importante nella propensione all’acquisto delle nazioni interessate ad acquisire centrali nucleari. Gli Stati Uniti sono considerati particolarmente sensibili al rischio. Ciò potrebbe essere dovuto a NEIL (Nuclear Electric Insurance Limited), “a mutua assicurazione compagnia che assicura tutti centrali elettriche nucleari negli Stati Uniti e in alcune strutture a livello internazionale. L'azienda ha sede in Wilmington, Delaware, ed è registrato in Bermuda. È stata fondata nel 1980 in risposta al 1979 Incidente a Three Mile Island.”₂₃ Responsabile di un risarcimento per la centrale nucleare danneggiata di Crystal River in Florida, Progress Energy stava inizialmente cercando un accordo di $1,9 miliardi che ha inviato onde d'urto attraverso le società associate a NEIL. Alla fine la controversia fu risolta per molto meno; $835 milioni, ma l’incidente ha avuto effetti duraturi, generando nel settore un’avversione al rischio che persiste ancora oggi.

Decisioni di manutenzione interna/esterna

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.

Negli Stati Uniti, i servizi pubblici esistono in due categorie:  o impianti commerciali come quelli gestiti da Exelon, o servizi pubblici regolamentati come Duke che devono giustificare i costi e ottenere un ragionevole tasso di rendimento dalle agenzie di regolamentazione su tali spese. In Germania, in pratica, devono semplicemente spiegare i costi, quindi lì hanno un mercato più protetto. Possono svolgere da soli una parte del lavoro ed è più facile per loro confermare i costi. Quindi, dipende da come è strutturato il mercato e dal tipo di ambiente generazionale in cui si trova la società di servizi pubblici.

Cina – Licenze e diritti di proprietà intellettuale

I produttori cinesi, coreani e indiani continuano a prosperare nel sud-est asiatico. Una buona parte di questo successo è dovuta alla classe media emergente in Cina e India. A lungo termine, è probabile che anche queste nazioni abbiano strategie per entrare nel mercato globale e competere anche lì.  Per la maggior parte, questi paesi sono sotto licenza ad aziende occidentali o sono coinvolti in joint venture. Alcuni ritengono che la Cina incorpori il design occidentale nei propri prodotti e che stia diventando sempre più difficile per le aziende occidentali proteggere i propri diritti di proprietà intellettuale. Idealmente, costruire reattori su licenza, secondo specifiche e utilizzando materiali adeguati, potrebbe essere la situazione preferita per la produzione.

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.

C'è anche scetticismo riguardo alla qualità dei prodotti cinesi che esiste ancora oggi. Molte aziende statunitensi esternalizzano la produzione di componenti in Cina e vi è una continua preoccupazione per l’integrità di tali prodotti. Alcune aziende inviano rappresentanti in Cina per osservare i produttori cinesi 24 ore su 24, assicurandosi che non prendano scorciatoie. Ciò potrebbe includere la sostituzione di materiali di qualità inferiore, l'esecuzione di saldature errate o il mancato rispetto in altro modo delle procedure designate. Ancora oggi, i produttori cinesi hanno avuto difficoltà a scuotere la loro reputazione di persone che tagliano gli angoli a rischio della sicurezza e/o delle prestazioni.

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.

Le joint venture cinesi continueranno?

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.

In definitiva, “la Cina vuole massimizzare l’autosufficienza nella tecnologia, nella produzione e nella progettazione dei reattori nucleari, sebbene siano incoraggiati anche la cooperazione internazionale e il trasferimento di tecnologia. Avanzate reattori ad acqua pressurizzata come il ACPR1000 e il AP1000 sono la tecnologia mainstream nel prossimo futuro. Entro la metà del secolo reattori a neutroni veloci sono considerati la tecnologia principale. I piani più a lungo termine per la capacità futura sono 200 GW entro il 2030 e 400 GW entro il 2050. Si prevede che i reattori a neutroni veloci contribuiranno con 1400 GW entro il 2100. La Cina è posizionata per diventare un esportatore di reattori, attraverso lo sviluppo del CPR-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.

Perché l'India?

Gli occhi sono puntati sull’India come luogo potenzialmente redditizio per esportare la tecnologia nucleare. L’India potrebbe rivelarsi una base produttiva ideale per i paesi in via di sviluppo che non necessariamente desiderano la tecnologia più recente e avanzata, ma hanno bisogno di acquistare infrastrutture. Ci sono altre ragioni per una migrazione in India e per la produzione lì?

Molti vedono l’India come un centro di ingegneria che ispira fiducia. Se un importante produttore è alla ricerca di un centro a basso costo e sceglie di collocare un ufficio di ingegneria a Calcutta, allora un concorrente sceglie di avviare una struttura a Calcutta, dispone già di una forza lavoro relativamente qualificata da cui può ottenere talento. Tuttavia, quando arriva una terza azienda e decide di aprire un negozio lì, nel giro di cinque o sei anni scopre che quello che era stato un centro di produzione a basso costo ora ha costi di manodopera che si avvicinano a quelli degli Stati Uniti e dell’Europa. Ciò è particolarmente vero se si tiene conto del costo di fare affari in quelle regioni. I vantaggi cominciano a erodersi. Situazioni simili si sono verificate a Budapest e Delhi. Potrebbe essere la natura del business. Alcuni ne parlano onshore di nuovo posti di lavoro; riportandoli negli Stati Uniti, poiché nel tempo i vantaggi della globalizzazione e dei centri offshore a basso costo si sono erosi. Se questo fatto non è evidente oggi, sarà molto più riconoscibile tra 25 anni.

Alcuni investitori sono rimasti delusi dal fatto che lo sviluppo in India non è stato così ampio come sperato. La Cina continua ancora a dominare in quella parte del mondo. L’India ha lo svantaggio di non avere una fornitura immediata di gas naturale, il che la rende dipendente dai combustibili locali, dal nucleare e, soprattutto, dal carbone.

Mantenerlo locale

In alcuni paesi esistono requisiti di contenuto locale per garantire che non vengano sfruttati e che i posti di lavoro e la manodopera rimangano nel paese di origine. Questa situazione viene spesso affrontata attraverso joint venture. In  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.

Approfondimento sulle joint venture

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.

Alla fine, tutte le fusioni si basano sull’offerta; chi compra e cosa compra? Quali sono i fattori di valutazione? Naturalmente, questo tipo di valutazioni riguardanti la strategia sono difficili da fare a livello macro.  Ironicamente, le alleanze possono funzionare per un progetto, ma nel progetto successivo un alleato può diventare un concorrente diretto. Sembra che nessuna azienda abbia tutto. Tutti hanno i loro punti di forza. La maggior parte ritiene che questo sia un aspetto importante e salutare del business.

Spin-off di Babcock e Wilcox

“… Energia fornitore di servizi, The Babcock & Wilcox Company… ha compiuto un passo preliminare nel suo piano di scorporazione della sua attività di produzione di energia. Babcock & Wilcox Enterprises Incorporated, una filiale di nuova costituzione che comprenderà le attività di produzione di energia della società, ha presentato una dichiarazione di registrazione iniziale Modulo 10 presso la Securities and Exchange Commission (SEC) degli Stati Uniti. Industrial Info sta monitorando $5,69 miliardi in progetti in bianco e nero presso centrali elettriche alimentate a carbone, gas naturale e rifiuti, e $10 milioni in progetti presso un impianto di combustibile nucleare che rifornisce la Marina degli Stati Uniti.₂₅ Si ipotizza che questo spin-off potrebbe precedere un prossimo consolidamento con qualcun altro e, se lo facesse, seguirebbe una tendenza che si è già verificata altrove nel settore. La decisione fa probabilmente parte della strategia di sviluppo commerciale di B&W poiché possiede un impianto nucleare da 50-100 MW che sta cercando attivamente di commercializzare.

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. 

Se i prezzi dello shale gas si manterranno vicini a $2 per milione di BTU per il prossimo decennio, la maggior parte delle nuove costruzioni saranno incentrate su impianti di gas naturale. Se tali prezzi salissero a $8 per milione di BTU, le utility dovranno decidere tra carbone, riduzione del carbonio e produzione di energia nucleare. In futuro, il nucleare potrebbe effettivamente essere la risposta definitiva, poiché sarebbe più fattibile se i prezzi del gas alla fine dovessero aumentare. Gli addetti ai lavori ipotizzano che tali decisioni siano probabilmente necessarie tra 10-12 anni. Nel frattempo, la Compagnia del Sud è in procinto di aggiungere due unità nucleari alla sua flotta. Inizialmente ne avevano previsti quattro, ma i costi si sono rivelati superiori al previsto. Hanno costruito centrali nucleari, a ciclo combinato e a carbone, stando attenti a bilanciare il loro portafoglio. Se i prezzi dell’energia dovessero fluttuare, la produzione nucleare è abbastanza prevedibile perché la maggior parte dei costi ad essa associati sono legati alla costruzione dell’impianto stesso. I costi del carburante sono molto bassi, quindi una volta che un impianto è in funzione e i costi operativi di produzione dell’energia nucleare sono piuttosto bassi.

Toshiba e Westinghouse condividono ambizioni nucleari

Nel 2006, le cose stavano migliorando nel settore dell’energia nucleare. Toshiba ha deciso di collaborare con IHI Corporation per acquistare Westinghouse per una cifra pari a $5,4 miliardi. In seguito, Toshiba ha dovuto separarsi da un altro miliardo di $1 per assicurarsi una partecipazione di controllo in Westinghouse quando la Marubeni Corporation ha avuto i piedi freddi e ha voluto ritirarsi, minacciando l'accordo. Da allora, l’incidente nucleare di Fukushima ha indotto i potenziali investitori ad abbandonare, almeno temporaneamente, l’energia nucleare. Ovviamente, Toshiba non aveva previsto una simile svolta degli eventi e credeva che i reattori nucleari avrebbero raggiunto un picco più elevato di quello attuale.

Il 22 gennaio^e, 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.  Le economie emergenti guardano sempre più all’energia nucleare come un modo per frenare le emissioni di carbonio, che contribuiscono al riscaldamento globale, anche se il crollo del prezzo del petrolio potrebbe cambiare alcuni di questi incentivi a lungo termine”.

Nel frattempo, Westinghouse è ansiosa di consegnare reattori per un potenziale impianto nel Gujarat, in India, sulla scia dei progressi compiuti riguardo alla legge sulla responsabilità. Ora che è operativo un accordo tra Stati Uniti e India, Westinghouse sta esplorando la possibilità di fornire componenti al Gujarat aggirando Toshiba, la loro holding in Giappone. A causa dell'accordo sul nucleare civile tra India e Giappone, Toshiba non può essere coinvolta nella transazione. 

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.

Più aziende uniscono le forze

La tendenza al consolidamento industriale è destinata a continuare nel settore energetico globale. GE si è accoppiata con Alstom. Mitsubishi e Hitachi hanno unito le forze. La tedesca Siemens ha recentemente seguito l'esempio con alcune proprie mosse di scacchi. Nel 2014 hanno acquisito l'attività energetica di Rolls-Royce e si sono poi fusi con Dresser-Rand Group, un fornitore internazionale di componenti aftermarket.  servizi e soluzioni di attrezzature. L'accordo valeva circa $7,6 miliardi. “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.

Consolidamenti e confusione nella politica energetica statunitense

Vengono avviati alcuni consolidamenti pensando alla produzione di gas di scisto. Ma il segmento delle turbine a vapore non dipende solo dal gas per essere redditizio. Se si diffondesse il carbone, o se il nucleare tornasse in voga, la maggior parte delle aziende continuerà a fornire prodotti per tali combustibili. Nel settore delle turbine a gas, la maggior parte delle aziende che cercano efficienze ottimali avranno un ciclo di fondo con una turbina a vapore. In questo modo si può realizzare un ciclo combinato con turbine a gas e vapore. La maggior parte degli OEM e dei loro partner stanno cercando di vendere la tecnologia del ciclo combinato anziché quella del ciclo semplice.

Molti negli Stati Uniti, in Europa e nel mondo sono confusi riguardo alla mancanza di chiarezza nella direzione energetica federale degli Stati Uniti, che sembra consistere in “un miscuglio di politiche sconnesse progettate per collegi elettorali specifici senza alcun obiettivo coerente”.₂₉ Gli Stati Uniti hanno sussidi energetici per i combustibili nucleari, eolici, solari e fossili, nonché sussidi per l’ammodernamento degli edifici. Ancora da definire è l’obiettivo finale degli Stati Uniti e la tempistica per arrivarci.  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?

Giappone: oltre Fukushima

Le aziende giapponesi di apparecchiature hanno la capacità tecnologica di soddisfare le esigenze del settore energetico in Asia e nel mondo. Sono aggressivi nella promozione globale dei loro prodotti, che sono generalmente considerati di buona qualità.  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. 

Tuttavia, il Giappone è formidabile. Hanno ridotto la struttura dei costi per essere competitivi con i cinesi nelle apparecchiature energetiche e, in una certa misura, con i sudcoreani. Il Giappone comprende il valore di essere in grado di mettere insieme un intero pacchetto energetico e, con il finanziamento di progetti, ha ottenuto posti di lavoro. Hanno una buona strategia competitiva, ma al momento il Giappone non è nella migliore posizione di costo relativo. Tuttavia, possono capire come vincere. La tecnologia e le attrezzature di cui dispone il Giappone li rendono un buon partner potenziale per le aziende dei paesi in via di sviluppo.

Quote di mercato e probabilità di redditività

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.

Alcuni credono che i soldi siano nella manutenzione; fornitura di servizi operativi, pezzi di ricambio e pezzi di ricambio. Queste cose hanno costantemente fornito un margine migliore per molti anni. Guardando il mercato nel suo complesso, al momento ha molto senso perché i prezzi sono così competitivi. Il rischio che i problemi legati ai progetti aumentino inaspettatamente i costi è così alto che molte aziende spesso si concentrano solo sul rimanere in attività nel mercato attuale.

Costruire relazioni con i fornitori

Alcuni si chiedono se sia importante per i fornitori costruire rapporti esclusivi con le aziende energetiche. In verità, la trasparenza è una procedura operativa standard nelle industrie nucleari e termiche statunitensi. Ciò potrebbe essere dovuto al fatto che molti anni fa le centrali elettriche venivano assemblate sulla base di progetti standard e vi era una notevole sovrapposizione tra i fornitori di caldaie e i fornitori di generatori a turbina. A volte questo funzionava bene per gli acquirenti che non avevano molto margine o capacità in eccesso, ma in alcuni casi si verificava una discrepanza. Nell'ambiente attuale la trasparenza tra i fornitori è la norma perché l'interfaccia è gestita da un architetto ingegnere e non c'è molto margine nelle sovrapposizioni progettuali.

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 L'NRC ispeziona gli impianti nucleari e i siti di produzione dei fornitori. Diffondono informazioni e forniscono indicazioni agli interessi nucleari.

Reattori russi a Singapore e 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.

Più recentemente, i rapporti indicano che la Russia ha concesso un prestito di 10 miliardi di euro a Budapest per l’espansione dell’impianto di energia nucleare di Ungheria Paks. Ciò ha portato ad accuse secondo cui la Russia spera di ottenere influenza politica nell’UE con le sue azioni. Alla fine di marzo del 2015, la Russia ha firmato un accordo con la Giordania per la costruzione di due reattori da 2000 mW al prezzo di $10 miliardi. Si prevede che saranno completati entro il 2022. L’accordo prevedeva che la Russia accettasse i rifiuti di combustibile nucleare generati dai reattori.

Margini di sicurezza per i recipienti di contenimento

In seguito a disastri nucleari come quelli avvenuti a Three Mile Island, Chernobyl e Fukushima, è stata prestata molta attenzione ai contenitori a pressione dei reattori e alla loro capacità di contenere la radioattività in caso di incidente o incidente nucleare. Il recipiente a pressione generalmente contiene il refrigerante del reattore nucleare, il nocciolo del reattore e la copertura del nocciolo.

In un reattore ad acqua bollente, a causa del modo in cui è controllato e poiché l'effetto turbina è un circuito di feedback al reattore stesso, nella progettazione è presente un margine di lancio 3%. Ciò significa che ci sono solo 3% di margine aggiuntivo tra il reattore e il lato del generatore a turbina che produce l’elettricità. Si tratta di un ampio margine rispetto a un reattore ad acqua pressurizzata, che ha solo un margine di 2% per tolleranze di produzione e tolleranze di progettazione. Per gli impianti termali è più o meno lo stesso; un margine di progettazione 2% per il fattore carbone e il ciclo combinato a gas naturale. Non c’è molto spazio per gli errori, quindi i produttori devono lavorare a stretto contatto ed essere ben coordinati dagli ingegneri.

“Nell’aprile del 2010, Arnold Gundersen, un ingegnere nucleare... ha pubblicato un rapporto che esplorava un pericolo associato alla possibile ruggine del rivestimento in acciaio della struttura di contenimento. Nel progetto dell'AP1000, il rivestimento e il cemento sono separati e, se l'acciaio si arrugginisce,... "il progetto espellerebbe i contaminanti radioattivi e l'impianto potrebbe fornire al pubblico una dose di radiazioni 10 volte superiore al limite NRC" secondo Gundersen.

Tecnologia emergente di allarme termo-acustico

I reattori nucleari hanno una serie di sistemi di controllo e rilevamento, ma all’interno del nucleo le condizioni sono così radicali che i sensori tradizionali non funzionano. Ciò ha impedito agli operatori di capire esattamente come funzionano i nuclei nucleari.  Westinghouse e accademici della Pennsylvania State University e dell'Idaho National Laboratory hanno sviluppato una nuova tecnologia che rileva i cambiamenti di temperatura e pressione, oltre al dosaggio delle radiazioni, con sensori termoacustici che emettono una frequenza di “fischio” per allertare gli operatori.  Westinghouse sta brevettando il dispositivo e vuole commercializzarlo entro il 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.

L'accordo GE/Alstom attende l'approvazione

Le autorità di regolamentazione antitrust dell'UE hanno anticipato la scadenza per l'ok dell'offerta di $13,5 miliardi di GE per il business delle apparecchiature elettriche di Alstom. La Commissione europea è evidentemente preoccupata per gli aumenti dei prezzi che potrebbero derivare dall’accordo. GE ha ottenuto il via libera a più di 50 transazioni da quando l'acquisizione di Honeywell per $42 miliardi è stata bloccata dalla Commissione nel 2001. Secondo quanto riferito, GE è ottimista sul fatto che l'accordo con Alstom verrà approvato.

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.

L’approccio tandem sta funzionando anche per altri operatori del settore energetico. “Mitsubishi Hitachi Power Systems Americas, Inc. … ha annunciato l'integrazione formale delle sue attività nelle Americhe, culmine della storica fusione tra le attività dei sistemi di generazione di energia termica di Mitsubishi Heavy Industries, Ltd. e Hitachi, Ltd. L'accordo di joint venture globale concluso su 1 febbraio 2014, espandendo la propria presenza nelle Americhe…”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.

20 anni fa, l’unico modo per fare affari in Cina e India era attraverso le joint venture. Oggi GE, Alstom e le aziende giapponesi hanno progetti lì. Ci sono tutti i tipi di rapporti commerciali diversi in quella parte del mondo. Alcune aziende concedono in licenza la tecnologia (ad esempio) di GE o Alstom per costruire macchine o componenti. Questa è stata la strategia per entrare in quei mercati fin dagli anni '90, quando alcuni di essi si aprirono.

Nel frattempo... a Babcock e 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.

Un portafoglio senza turbine a vapore?

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.

Al contrario, alcuni pensano alla produzione di turbine a vapore È, 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.

In tutto il settore, i produttori sono determinati a gestire operazioni più snelle e produttive. C’è uno sforzo da parte di tutti i principali attori per ridurre i costi ed essere più efficienti produttori di prodotti e fornitori di servizi. Questi obiettivi sono ancora più imperativi in un mercato globale altamente competitivo e con capacità eccessiva. Il mondo non smetterà mai di aver bisogno di energia, da qualunque parte provenga. Le aziende di maggior successo soddisferanno questa domanda internazionale decidendo abilmente dove investire, con chi collaborare e in che direzione stanno girando le turbine.

La nostra sede a New York

11 E 22nd Street, Piano 2, New York, NY 10010 T: +1(212) 505-6805

---

A proposito di SIS Internazionale

SIS Internazionale offre ricerca quantitativa, qualitativa e strategica. Forniamo dati, strumenti, strategie, report e approfondimenti per il processo decisionale. Conduciamo anche interviste, sondaggi, focus group e altri metodi e approcci di ricerca di mercato. Contattaci per il tuo prossimo progetto di ricerca di mercato.