Las demandas energéticas de un mundo en crecimiento nunca cesan. Desafortunadamente, las formas pasadas de proporcionar energía, particularmente el carbón, se están volviendo menos viables debido a una mayor regulación centrada en preocupaciones ambientales y la protección de la salud humana. Las plantas de carbón del pasado están entrando en obsolescencia a medida que el mundo recurre a la extracción de gas de esquisto y a fuentes de energía limpias como la solar, la eólica y la geotérmica para satisfacer las necesidades energéticas globales del mañana. Las tecnologías de ciclo combinado están reemplazando a las plantas alimentadas con carbón, creando mercados rentables para las turbinas de gas y vapor. Mientras tanto, mejoramos las tecnologías existentes y descubrimos formas nuevas y emocionantes de proporcionar las fuentes de energía que energizarán el siglo XXI.calle Siglo.
¿Está muerto el carbón? Lejos de ahi. China, India y otras regiones emergentes necesitan carbón económico para impulsar su rápido ritmo de desarrollo, y las nuevas tecnologías limpias del carbón son capaces de proporcionar energía de manera más eficiente y con menor impacto ambiental. La proliferación de plantas CCGT y el resurgimiento de la producción de energía nuclear, después de Fukushima, han creado una demanda creciente de turbinas de vapor y gas. Nuevo análisis de Frost & Sullivan, Mercados mundiales de turbinas de gas y vapor, encuentra que el mercado obtuvo ingresos de $32,51 mil millones en 2013 y estima que alcanzarán $43,49 mil millones en 2020.1 Las energías renovables son la ola del futuro, pero las fuentes de energía como la eólica y la solar aún son incapaces de suministrar la cantidad de electricidad que necesita un mundo hambriento de energía.
En este informe, SIS International Research se esfuerza por descubrir la evolución de las tendencias energéticas desde el punto de vista de un fabricante de equipos eléctricos, particularmente en lo que respecta al consumo de carbón. Examinaremos las microtendencias globales relacionadas con Generadores de vapor supercríticos, ultra supercríticos y supercríticos avanzados. También tendremos en cuenta el cambio climático, la consolidación industrial y las políticas gubernamentales sobre la evolución de la industria de equipos energéticos. Nuestro equipo de CI mantuvo recientemente debates en profundidad con muchas figuras clave dentro de la industria energética para evaluar sus puntos de vista sobre nuestro futuro energético global tal como lo ven.
¿Qué factores influyen más en la industria energética?
La era de la generación de energía a partir de carbón ha ido disminuyendo constantemente en los últimos años. En el pasado, el carbón representaba aproximadamente 55% del mercado estadounidense. Hoy, esa cifra puede ser inferior a 45%. Las nuevas regulaciones relacionadas con las emisiones de CO2 y la quema de combustibles fósiles han tenido un impacto pronunciado en la industria del carbón y algunas plantas de carbón simplemente se han vuelto demasiado caras de operar. En junio de 2014, la EPA presentó un Plan de Energía Limpia diseñado para “mantener un sistema energético asequible y confiable, al tiempo que se reduce la contaminación y se protege nuestra salud y el medio ambiente”. 2 El Plan de Energía Limpia exige que las plantas que queman combustibles fósiles reduzcan sus emisiones de carbono en 30% en un intento por frenar el cambio climático. Quienes se oponen al plan temen que, en última instancia, pueda provocar despidos laborales y cierres de plantas.
Otros creen que será necesario un cambio de paradigma más amplio, posiblemente relacionado con los vehículos eléctricos y la demanda de energía que crearían para la producción de iones de litio o la fabricación de celdas de hidrógeno. En última instancia, el impulso se está alejando de los automóviles propulsados por petróleo y gas. Es una transición lenta porque la gasolina, a pesar de sus responsabilidades ambientales, ha sido un combustible de transporte tremendamente útil.
Las regulaciones federales crean mucha incertidumbre
En los EE.UU. actualmente se están desacelerando los pedidos para la modernización de plantas de carbón, principalmente debido a las regulaciones federales. La incertidumbre generalizada respecto de las políticas energéticas federales hace que las empresas duden en invertir en tecnología de ciclo combinado, a pesar de su promesa. Después de Fukushima, esta vacilación se extiende también al sector nuclear. Las energías renovables aún son incapaces de generar suficiente energía para satisfacer la demanda global, por lo que parece poco probable una reducción de 30% en el uso de combustibles fósiles para 2030.
La Asociación Nacional de Agencias de Aire Limpio apoya las regulaciones propuestas, pero advirtió que “los desafíos regulatorios y de recursos que tenemos por delante son enormes”.3 Como era de esperar, las opiniones a menudo están divididas según líneas políticas: muchos legisladores progresistas y ambientalistas elogian los mandatos, mientras que los conservadores lamentan la posible pérdida de ingresos y empleos.
Independientemente de estas opiniones, parece evidente que el carbón se recuperará de una forma u otra para aumentar la energía nuclear, las energías renovables, el gas natural y el ciclo combinado; todo en aras de satisfacer las demandas energéticas mundiales. Hace 15 años hubo un impulso hacia las plantas de ciclo combinado alimentadas con gas natural, por lo que había una gran cantidad de aplicaciones de turbinas de vapor y gas. Algunos citan el fiasco de Enron de 2001 como catalizador para la posterior construcción de plantas de carbón modernizadas con nuevos equipos de turbinas de vapor y calderas. También ha habido una importante modernización de los ciclos de vapor de las plantas nucleares a medida que las empresas de servicios públicos intentan aprovechar al máximo sus capacidades existentes de energía térmica y ciclos de vapor, pero se necesitará más capacidad. Los inversores están esperando a ver si la industria migra de la generación central a turbinas de gas empaquetadas o celdas de combustible más pequeñas y distribuidas.
Incluso con tecnologías de captura de carbono, el futuro de la producción de carbón en EE.UU. está cambiando y mucho puede depender de cómo soplen los vientos políticos en 2016. Un experto sugirió que sólo quedan entre 200 y 250 gigavatios de carbón. Las soluciones energéticas competitivas, como el gas natural y las energías renovables, en última instancia aplanarán la demanda de generadores de vapor en los EE. UU., sin embargo, muchas regiones y naciones emergentes pueden considerar el carbón como una opción energética económica en los próximos años.
China Despertar Ambiental Conciencia
“Los legisladores chinos aprobaron las primeras enmiendas a la ley de protección ambiental del país en 25 años, prometiendo mayores poderes para las autoridades ambientales y castigos más severos para los contaminadores. Las enmiendas... permitirán a las autoridades detener a los jefes de las empresas durante 15 días si no completan las evaluaciones de impacto ambiental o ignoran las advertencias para que dejen de contaminar”. 4
China es cada vez más consciente de las preocupaciones ambientales y utilizará las tecnologías más efectivas para hacer frente a las limitaciones climatológicas. Están desarrollando rápidamente infraestructura para tener energía en la red lo antes posible, lo que requiere una dependencia continua de las plantas alimentadas con carbón en el corto plazo. En la última década, las empresas de servicios públicos chinas han comprado una gran cantidad de material para turbinas de vapor, como depuradores que eliminan el dióxido de azufre y el nitrógeno. Se prevé que necesitarán seguir desarrollando más plantas y tecnologías supercríticas para aumentar la eficiencia.
Los chinos construirán más plantas nucleares con el tiempo y lentamente abandonarán la solución provisional de producción de energía a partir de carbón. En los próximos 25 años, perseguirán agresivamente el objetivo de satisfacer hasta 50% de su demanda de energía con energía nuclear. Esto presentará buenas oportunidades para los OEM que puedan ayudar a China a cumplir ese objetivo de capacidad en el futuro. Al igual que Estados Unidos, también encontrarán y utilizarán más gas natural ampliando las actividades de fracking. En última instancia, el gas natural y la energía nuclear reducirán la dependencia actual de China de las centrales eléctricas alimentadas con carbón.
El efecto global del gas de esquisto en el desarrollo de plantas alimentadas con carbón
Tanto en América del Norte como en China, las regulaciones medioambientales están dando forma al futuro de la producción de energía. El auge del gas de esquisto también ha inspirado a las empresas de servicios públicos a convertir plantas de carbón en gas o construir nuevo Instalaciones alimentadas con gas. Sin embargo, el precio de la extracción de gas natural y el bajo precio del petróleo están causando problemas en el sector del gas. Según Bloomberg New Energy Finance, “Incluso si el precio del crudo aumenta ligeramente y se estabiliza en $75 el barril – lo que Goldman Sachs alguna vez pensó que sucedería – 19 de las reservas de esquisto del país ya no será rentable”.
A nivel mundial, la generación de energía a partir de carbón sigue aumentando, aunque a un ritmo más lento que en años anteriores. India y China todavía consideran el carbón como una fuente fácil de energía barata y ambas naciones emergentes brindan a los fabricantes de equipos una oportunidad real de obtener ganancias. En los próximos 20 años, se prevé que la India agregue 150 GW adicionales de energía alimentada por carbón.
Caminos europeos hacia el suministro de energía
No existe un consenso definitivo entre las naciones europeas cuando se trata de satisfacer las demandas energéticas futuras. Cada país de la UE tiene desafíos energéticos únicos que afrontar, tanto económica como medioambientalmente. La mayoría de los países de Europa están en contra de una mayor construcción de plantas de energía alimentadas con carbón. Al mismo tiempo, Europa está intentando “cerrar” las plantas nucleares tras el desastre nuclear de Fukushima. Desafortunadamente, las fuentes de energía renovables por sí solas no cubrirán las necesidades energéticas de las naciones europeas, como señaló recientemente Joachim Knebel, científico jefe del prestigioso Instituto de Tecnología de Karlsruhe en Alemania, cuando dijo: "Es fácil decir: "Optemos por las energías renovables". y estoy bastante seguro de que algún día podremos prescindir de la energía nuclear, pero esto es demasiado abrupto”.6
Alemania tiene la intención de eliminar gradualmente las plantas nucleares para 2022. Para llenar el vacío, han comprado una enorme cantidad de tecnología de generación solar y verde y esperan aumentar su producción eólica con instalaciones de gas natural de ciclo combinado. A falta de una generación significativa de energía nuclear o de carbón, las tarifas de los servicios públicos en Alemania se han disparado. También hay informes contradictorios y controvertidos de que Alemania está importando energía nuclear de Francia y/o la República Checa. Al no poder generar suficiente energía a partir de energías renovables, existe una presión cada vez mayor para utilizar más carbón y energía nuclear. Sólo el tiempo dirá cómo se desarrolla la historia en Alemania. Los conocedores de la industria creen que pueden pasar otros 10 años antes de que se llegue a una solución real. En última instancia, la mayoría de los expertos creen que Francia y Alemania seguirán añadiendo más plantas de ciclo combinado en los próximos años.
Gran Bretaña todavía utiliza una gran cantidad de gas y petróleo obtenidos del Mar del Norte; sin embargo, como ocurre con la mayoría de las naciones de la UE, no tiene acceso a lo que los estadounidenses llamarían gas natural económico. Debido a que Gran Bretaña no está experimentando el crecimiento que otras partes del mundo, pueden simplemente eliminar algunas de las plantas más antiguas alimentadas con carbón porque no tienen hambre de más energía eléctrica. En este punto, están impulsados principalmente por preocupaciones ambientales y de seguridad.
La dependencia energética de Europa respecto de Rusia
“El año pasado, Rusia cortó el suministro de gas a Ucrania debido a una disputa por facturas impagas. Los flujos de gas se reanudaron después de que la Comisión (Europea) negociara un acuerdo, que tiene un gran interés en garantizar el suministro a Ucrania, ya que es la principal ruta de tránsito del gas ruso hacia la Unión Europea. La UE se está esforzando por reducir su dependencia del gas ruso, que representa alrededor del 30 por ciento del suministro de la UE, y está desarrollando una ruta conocida como Corredor Sur para transportar gas azerí y combustible de otros proveedores no rusos”.7
Europa depende en gran medida de Rusia para que le proporcione gas natural. No tienen el beneficio del suministro barato de gas natural que tiene Estados Unidos; por lo tanto, los precios allí son tres o cuatro veces más altos. Las naciones europeas seguirán buscando proveedores alternativos de energía para quitarle influencia a Rusia en sus transacciones energéticas. La mayoría cree que seguirán evitando la energía a carbón de manera significativa y seguirán considerando las energías renovables como su futura fuente de energía.
En marzo de 2015, Bloomberg.com informó que los precios del carbón europeo cayeron a su punto más bajo en siete años debido a un exceso global de combustible a medida que los gobiernos del mundo continúan dejando de quemar combustibles fósiles. La desaceleración de la demanda de carbón por parte de China, el mayor consumidor, se considera una razón importante para la caída de los precios.
rt.com
Las consecuencias de Fukushima en la energía nuclear mundial Producción
“Japón, que anteriormente era uno de los mayores productores mundiales de electricidad generada por energía nuclear, ha dependido en gran medida de los combustibles fósiles tras la fusión de Fukushima Dai-ichi y el posterior cierre de su flota nuclear. En 2013, cuando se cerró casi toda la flota nuclear de Japón, más de 86% de la combinación de generación de Japón estaba compuesta de combustibles fósiles. En 2014, la generación nuclear de Japón fue cero. El gobierno japonés prevé poner en funcionamiento algunas instalaciones nucleares en 2015”.8
Es comprensible que los japoneses estén preocupados por la seguridad pública en el futuro. Lamentablemente, dependen mucho de la producción de energía nuclear para obtener energía, a pesar de los recientes esfuerzos por aumentar las capacidades de energía solar y eólica. Después de Fukushima, Japón tenía la intención de cerrar su programa nuclear por completo y volver a otras fuentes de generación de energía. Sin embargo, estudios posteriores han demostrado que no es económicamente viable para ellos renunciar por completo a la energía nuclear.
A medida que las plantas nucleares japonesas vuelvan a estar en funcionamiento, modificarán sus diseños para evitar futuros desastres. Las instalaciones más nuevas serán más pasivas y seguras. El Westinghouse AP1000 es un reactor diseñado para resistir desastres como el que enfrentó Fukushima recientemente. Aunque para Japón no es rentable construir nuevas plantas de energía alimentadas con carbón o instalaciones alimentadas con gas, Japón y Alemania han desempeñado un papel decisivo en el desarrollo de tecnologías de quema de carbón supercríticas y ultrasupercríticas para hacer el proceso menos costoso y más competitivo.
La reforma del sistema eléctrico de Japón
Después de Fukushima, el Gabinete japonés creó la Política de Reforma del Sistema Eléctrico en abril de 2013. Esta política de tres niveles se centra en ampliar la operación de redes eléctricas de área amplia, la liberalización de los mercados minoristas y la generación de energía, y proyectos de ley de separación estructural legal para revisión de la Ley del Sector Eléctrico, que se presentará a la Dieta en 2015.
La Política de Reforma del Sistema Eléctrico separa las empresas de servicios públicos de la distribución de electricidad y crea un tipo de mercado muy diferente al de Estados Unidos. Con el fin de estabilizar la infraestructura energética del país después de Fukushima, el gobierno japonés ha impuesto regulaciones operativas estrictas para las compañías eléctricas en lugar de permitir que estas entidades compitan entre sí. En la actualidad, Tokyo Electric Power Company y Kansai Power Company suministran casi 98% de la electricidad de Japón. Obtener acceso a sus líneas de transmisión es difícil y dificulta enormemente la entrada al mercado de nuevas empresas.
En Estados Unidos, los productores de energía entrantes pueden instalar una nueva planta y a menudo se exige a las empresas de servicios públicos que compren la energía que es menos costosa que la que pueden producir ellas mismas. Como siempre, hay mucho debate entre los políticos, el sector energético y el público sobre los méritos relativos de la regulación frente a la desregulación de la industria energética. En este caso, el sector energético es un lugar donde la intervención gubernamental puede ser útil para proporcionar los miles de millones de dólares necesarios para capitalizar y crear el tipo de proyectos a gran escala que pueden suministrar energía a millones.
En el futuro, Japón podría optar por el gas natural y la tecnología de ciclo combinado, utilizando turbinas para generar energía. La Tierra del Sol Naciente enfrenta desafíos geográficos únicos que influyen en sus estrategias y decisiones en materia de energía. Queda por ver cómo afectará la regulación de la generación, transmisión y distribución a las perspectivas de Japón en los próximos años. En California se han implementado regulaciones similares con resultados mixtos. Algunas empresas de servicios públicos importantes se vieron obligadas a vender sus activos de transmisión y distribución, creando una situación de tensión con Pacific Gas and Electric, San Diego Gas and Electric y Southern California Edison.
China e India mantienen ambiciones nucleares
El incidente nuclear de 2011 en Fukushima paralizó los planes de construcción masiva de la industria de la energía nuclear. Sin embargo, desde entonces, muchas naciones están adoptando una vez más la energía nuclear como un medio aún viable y necesario para la creación de energía en el siglo XXI.calle Siglo. La agencia de noticias Xinhua informa que el Consejo de Estado de China acaba de dar luz verde a dos nuevos reactores en las instalaciones de Hongyanhe de General Nuclear Power Group. Las dos unidades están siendo diseñadas por la Compañía General de Energía Nuclear de China (CGNPC). China aumentará su capacidad nuclear hasta 58 GW para 2020, según el National Business Daily. Actualmente se están construyendo 25 reactores nucleares en China. Algunos proyectan que en los próximos 20 años se podrían construir allí hasta 200 reactores.
En la India se han llevado a cabo negociaciones con intereses nucleares estadounidenses sobre la futura construcción de plantas nucleares, pero los funcionarios de la compañía se muestran reticentes a revelar detalles específicos. Se ha informado que “el gobierno indio planea triplicar la capacidad nacional de generación de energía nuclear para 2020-21”.9 Independientemente de las ambiciones nucleares o las consideraciones medioambientales de la India, todavía están construyendo plantas de carbón que necesitan por razones económicas. Agregarán activamente generación a carbón mientras continúan estudiando formas de reducir la cantidad de contaminación que van a producir. Aunque están utilizando algo de gas natural, es poco probable que lo utilicen únicamente a menos que sea absolutamente crítico que lo hagan.
Gas de esquisto, Fukushima y la política nuclear de Estados Unidos
Las políticas nucleares en Estados Unidos definitivamente han estado más influenciadas por el advenimiento de la producción de gas de esquisto que por cualquier “consecuencia” industrial de Fukushima. Dado que la energía generada a gas está disponible a menos de $20 por hora, actualmente no hay muchos incentivos para dedicarse a la energía nuclear. También parece que el precio del gas natural se mantendrá bajo en el futuro próximo. Esto no quiere decir que las empresas de servicios públicos no estén interesadas en tener energía nuclear en sus carteras, pero los beneficios actualmente no justifican el riesgo. Por el momento, las tecnologías de ciclo combinado ofrecen los mejores márgenes de beneficio para las empresas de servicios públicos y los accionistas. La producción de gas natural seguirá frenando la construcción nuclear en Estados Unidos, pero en otras partes del mundo proliferará.
La continua penetración de las energías renovables en el mercado
Con las plantas alimentadas con carbón y la energía nuclear bajo ataque por razones ambientales y de seguridad, un creciente interés en las fuentes de energía renovables ha puesto un nuevo foco en las fuentes de energía eólica, solar, de biomasa, geotérmica e hidroeléctrica. Por supuesto, cada uno de estos tiene sus inconvenientes y limitaciones actuales. Europa ha estado a la vanguardia en la implementación de tecnologías de energía verde, pero las energías renovables actualmente no pueden generar energía como lo hacen el carbón y la energía nuclear. A pesar de las preocupaciones de seguridad planteadas por Fukushima, la energía nuclear definitivamente será parte de la solución energética global de largo plazo.
Se ha trabajado mucho para obtener un verdadero “carbón limpio”. Aún así, los defensores de la energía verde creen que la vida no puede sostenerse liberando continuamente óxidos de azufre y otros contaminantes al aire. El carbón está fácilmente disponible y es económico, lo que lo convierte en una alternativa necesaria para los países en desarrollo, pero la tendencia actual hacia el gas natural y las energías renovables muestra que el carbón puede estar en peligro a largo plazo. Mientras continúa el debate político sobre el cambio climático, la tendencia hacia las energías renovables y las fuentes de energía más limpias está en movimiento. El gobierno federal ha ofrecido muchos incentivos basados en impuestos administrados por el IRS a las empresas con el fin de fomentar el despliegue de proyectos de energía renovable, incluido el Crédito Fiscal para la Producción de Electricidad Renovable (PTC) y el Crédito Fiscal para la Inversión en Energía Empresarial (ITC).
Los informes que están surgiendo afirman que el rápido avance de las capacidades solares fotovoltaicas pronto podrían descarrilar el auge del gas de esquisto. “En unos años, las plantas de energía solar producirán la energía más barata disponible en muchas partes del mundo. Para 2025, el coste de producir energía en Europa central y meridional habrá disminuido a entre 4 y 6 céntimos por kilovatio hora, y para 2050 a tan solo 2 a 4 céntimos”. Éstas son las principales conclusiones de un estudio del Instituto Fraunhofer de Sistemas de Energía Solar encargado por el grupo de expertos alemán Agora Energiewende.10
Nuclear, carbón y el plan de energía limpia
No se puede subestimar el impacto del desastre nuclear de Fukushima Daiichi en 2011. Algunas naciones como Alemania emitieron inmediatamente una moratoria sobre el futuro desarrollo nuclear. Sin embargo, estos países han descubierto que llenar el déficit de capacidad sin energía atómica no es tarea fácil. Lentamente, la construcción de nuevas plantas está aumentando en Ucrania, Bulgaria, China, Estados Unidos, Gran Bretaña y otros lugares. La dependencia de Europa del gas natural ruso también está estimulando un renovado interés en la energía nuclear y la biomasa en el continente porque cuestiones políticas y económicas han hecho que el suministro de gas sea poco confiable y económicamente inviable.
Actualmente existe una demanda de innovación en la industria nuclear. Para ello, se están desarrollando reactores de cuarta generación y varias empresas están trabajando en pequeños reactores modulares que bien podrían ser la ola del futuro. Aunque Fukushima puede haber ralentizado temporalmente las cosas en el sector nuclear, en los últimos cinco años se ha gastado más dinero en investigación y desarrollo dentro de la industria nuclear que en las últimas tres décadas.
En la Conferencia de las Naciones Unidas sobre el Cambio Climático celebrada en Copenhague en 2009, Estados Unidos acordó reducir las emisiones de gases de efecto invernadero a 17% por debajo de los niveles de 2005 para 2020. A medida que las empresas de servicios públicos trabajan para cumplir los requisitos de la Plan de energía limpia, se están construyendo nuevas plantas nucleares en Estados Unidos y se planean más para el futuro, para llenar el vacío energético dejado por la eliminación gradual de las plantas de energía basadas en carbón. “Según las predicciones de la Agencia de Protección Ambiental de EE. UU. (EPA), entre 2016 y 2020 podrían producirse casi 50 GW de retiradas de generación de carbón de carga base debido al Plan de Energía Limpia propuesto por la agencia. Estos retiros esperados se suman a los casi 70 GW de generación con combustibles fósiles que la EPA reconoce que se han retirado o se retirarán en algún momento de esta década debido a otras regulaciones de la EPA. En total, se espera que más de 120 GW de capacidad instalada, o aproximadamente el 33 por ciento de toda la generación de carbón, se retiren para 2020, lo que representa suficiente electricidad para alimentar a 60 millones de hogares”.11
Impulsores de la renovación de plantas alimentadas con carbón
Desde adentro, las empresas de servicios públicos tienen dos motivaciones cuando se trata de decidir qué hacer con las plantas de carbón existentes. El Plan de Energía Limpia busca una reducción de 30% de la huella de carbono de Estados Unidos para 2030 y pide a los estados que inhiban en gran medida la producción de gases de efecto invernadero. Para ello, las centrales alimentadas con carbón deben retirarse o renovarse. "Los estados tendrán que presentar al menos un plan inicial antes del 30 de junio de 2016, pero se les permitirá elegir entre una variedad de métodos, desde ampliar el uso de energía renovable hasta establecer sistemas basados en el mercado para el comercio de carbono".12 Muchos estados pueden considerar trabajar con sus grupos reguladores de calidad de la atención estatal para adquirir su plan con el fin de obtener una compensación. Esperan que se les permita construir instalaciones de gas natural si aceptan retirar el carbón. Es una tendencia clara lo que está ocurriendo.
En muchos casos, las plantas alimentadas con carbón pueden renovarse con nuevas tecnologías de carbón limpias, pero este proceso suele tener un costo prohibitivo, lo que lleva a las empresas a construir instalaciones completamente nuevas. La EPA es definitivamente uno de los motivadores más fuertes para el cambio dentro del gobierno de EE. UU. y, a medida que sus reglas se vuelvan más estrictas, seguirán excluyendo al carbón de la ecuación energética general. Aún así, no se puede negar que las energías renovables aún no han alcanzado su capacidad para satisfacer las demandas energéticas globales. Muchos sienten que la EPA es el principal impulsor y catalizador del cambio, lo que obliga a la mayoría de las empresas a considerar el gas natural o la energía nuclear como alternativas.
La energía nuclear es costosa de generar y plantea riesgos para la seguridad pública, como lo puso de relieve recientemente el incidente nuclear de Fukushima. Las empresas de servicios públicos desean mantener la energía nuclear en sus carteras para mantener cierto grado de diversidad de combustibles en el futuro. La producción de gas de esquisto ha sido muy lucrativa, pero algunos consideran que la infraestructura para la transmisión de gas natural es limitada. A largo plazo, el carbón puede cerrarse a menos que se pueda implementar realmente una tecnología efectiva de captura de carbono. Actualmente, todavía no ha sido comercialmente viable en una central eléctrica de gran escala y los proyectos de demostración no han tenido mucho éxito.
A nivel internacional, los fabricantes y diseñadores ven la proximidad como un factor importante a la hora de conseguir nuevos contratos. Para que las empresas tengan éxito en lugares como China y la India, es necesario que tengan fuerza sobre el terreno. Pero estos países no están interesados sólo en importar energía; quieren crearlo ellos mismos, por lo que los fabricantes se están dando cuenta de la importancia de abrir divisiones y operaciones en grandes mercados donde los clientes están interesados en eventualmente tomar posesión.
Desde una perspectiva de ingeniería, todo lo nuclear depende de la política gubernamental que determina los factores críticos de seguridad. Empresas como Areva, Westinghouse, Babcock y Wilcox, Adams Atomic, tienen que demostrar la seguridad de sus productos. El DOE apoyará monetariamente los proyectos que considere dignos, y $25 millones adicionales en financiación gubernamental ciertamente ayudan cuando se trata de investigación de reactores.
Los pequeños reactores modulares ofrecen nuevas soluciones energéticas
“Los diseñadores de reactores están desarrollando una serie de diseños de reactores pequeños de agua ligera (LWR) y no LWR que emplean soluciones innovadoras para cuestiones técnicas de energía nuclear. Estos diseños podrían usarse para generar electricidad en áreas aisladas o producir calor de proceso de alta temperatura para fines industriales... La Comisión Reguladora Nuclear (NRC) de EE. UU. espera recibir solicitudes para que el personal revise y apruebe el 10 CFR relacionado con reactores modulares pequeños (SMR). Solicitudes de la Parte 52 ya a finales de 2015”.13
Algunos países más pequeños como Malasia e Indonesia no tienen la infraestructura de la red de transmisión ni el espacio para soportar instalaciones nucleares a gran escala. Los SMR (pequeños reactores modulares) proporcionan una solución viable en situaciones como estas. Los SMR también podrían ayudar a Gran Bretaña con sus compromisos de bajas emisiones de carbono y ayudarles a aumentar la capacidad de su red. También se están implementando nuevos diseños de SMR en Estados Unidos, Japón y muchos países en desarrollo de todo el mundo.
Muchos en la industria son bastante optimistas sobre el futuro de los SMR. En la industria nuclear se utilizan desde hace algún tiempo varias versiones y varias empresas, como New Scale y SCAMU, están trabajando actualmente para seguir desarrollándolas con el objetivo de obtener la licencia en 2020. El siguiente paso sería encontrar clientes que estén dispuestos a comprar a ellos. Los SMR se construyen de forma modular en una fábrica y se transportan a su lugar de implementación. Aunque proporcionan facilidad de operación y un diseño compacto, mantenimiento y altas medidas de seguridad son todavía es necesario.
Gestión de residuos nucleares y montaña Yucca
Un informante caracterizó la gestión de desechos nucleares en Estados Unidos como “un desastre” y achacó la culpa a la política. Es cierto que el típico rencor de derechas e izquierdas ha obstaculizado la decisión sobre el establecimiento de un lugar de eliminación centralizado. Hoy en día, la mayoría de las empresas de servicios públicos almacenan sus desechos en barriles secos en sus propios sitios, ya que no existe un depósito nacional específico para la eliminación de desechos nucleares. La montaña Yucca de Nevada ha sido considerada durante mucho tiempo como el sitio preferido para un depósito de este tipo, pero la resistencia pública y política al proyecto lo ha mantenido inoperante hasta ahora. La mayoría de los ciudadanos de Nevada se oponen al sitio por razones de seguridad, como la emisión de radiación; esto a pesar de las garantías de que cualquier exposición a la radiactividad estaría dentro de los límites de seguridad establecidos.
En agosto de 2013, el Tribunal de Apelaciones de los Estados Unidos para el Distrito de Columbia ordenó el Comisión de Regulación Nuclear “aprobar o rechazar la solicitud del Departamento de Energía para [el] sitio de almacenamiento de desechos nunca terminado en Yucca Mountain de Nevada”. La opinión del tribunal decía que la NRC estaba “simplemente desobedeciendo la ley” en su acción anterior para permitir que el Administración de Obama continuar con los planes para cerrar el sitio de desechos propuesto, ya que una ley federal que designa a Yucca Mountain como el depósito de desechos nucleares del país sigue en vigor”. 14
Principales actores en la fabricación de turbinas
Se prevé que los generadores y motores basados en turbinas generen $162 mil millones en ventas en el mercado mundial en 2016. Esto refleja un aumento anual de 6,4%. El sector de mayor crecimiento es el de las turbinas eólicas. También es evidente una creciente demanda de turbinas de gas en el mercado internacional.
GE, Siemens, Alstom, Mitsubishi, Hitachi y Solair dominan la industria actual de fabricación de turbinas. Estas empresas superan a la competencia en lo que respecta a gas, vapor, turbinas y calderas. Se cree que GE tiene una mayor cuota de mercado de turbinas de gas. Su compra planificada de Alstom SA por $15.600 millones incluye el prestigioso negocio de turbinas de gas de servicio pesado de esa compañía. Combinando energía nuclear, de carbón, de turbinas de gas o hidroeléctrica, se cree que GE produce alrededor de 25% de la energía mundial. Si se concreta, la fusión de GE y Alstom seguramente cambiará la cuota de mercado y ampliará la huella internacional de GE.
Lanzando una llave inglesa en las obras, “La Comisión Europea emprenderá una investigación “en profundidad” sobre la fusión GE-Alstom para evaluar si infringe las normas de competencia. La investigación durará 90 días y se espera una decisión final el 6 de agosto de 2015”.15 La Comisión ha expresado su preocupación de que la disminución del campo de competencia en las turbinas de gas pueda conducir a mayores precios, menos innovación y menos opciones para los clientes.
Mientras tanto, en 2014 Mitsubishi y Hitachi se fusionaron para formar Mitsubishi Hitachi Power Systems, Ltd. (MHPS). “Anunciadas por primera vez el 29 de noviembre de 2012, las dos empresas han transferido sus respectivas operaciones globales de generación de energía térmica a una nueva empresa conjunta a través de una división de la empresa donde MHI ahora posee una participación accionaria de 65% y Hitachi posee 35% en la nueva entidad fusionada”.16 La fusión proporciona a ambas empresas una cartera más amplia de productos energéticos y soluciones disponibles.
En turbinas de vapor a nivel mundial, Siemens tiene una cuota de mercado de 4% en ventas anuales. Los mayores intereses en el sector del vapor son Bharat Heavy Electricals de la India (BHEL) con 18%, Toshiba con 10% y Harbin Electric de China con 7%. Al evaluar las cifras de ventas de 2015, el director ejecutivo de Siemens, Joe Kaeser, afirmó que el gas y la energía necesitan “Un concepto más integral para volver a los márgenes históricos de mayor giro”.
La necesidad de fusionarse
Según se informa, China Power Investment Corporation se está fusionando con la corporación estatal de tecnología de energía nuclear. Al mismo tiempo, la Corporación Nacional de Energía Nuclear de China se está fusionando con China General Nuclear Power. Estas fusiones deberían dar a estas entidades la fortaleza financiera necesaria para globalizarse. En Estados Unidos, el DOE respalda algunos de los préstamos para la construcción de nuevas plantas nucleares, pero China necesita fortaleza financiera para apalancarse en un mercado global. China espera competir y eventualmente liderar la industria nuclear a nivel mundial a medida que construya más reactores y adquiera más tecnología. Gastan más en energía nuclear que cualquier otro país del mundo. con sede en EE. UU. Progress Energy se fusionó con Duke Energy en 2012, lo que convirtió a Duke Energy en la empresa eléctrica más grande del país si se tienen en cuenta la capacidad de generación, el número de clientes y la capitalización de mercado.
El AB1000, los EBWR y la perspectiva nuclear
El reactor experimental de agua en ebullición (EBWR) de General Electric se está creando para aplicaciones nucleares y, según se informa, está avanzando bien en cuanto a diseño y debería estar listo para su comercialización pronto.
El líder de la industria en estos momentos es un reactor diseñado por Westinghouse en los años 80 y que originalmente se llamaba AP600. Esta unidad se hizo más grande y finalmente recibió el nombre de AP1000. Estos se están construyendo en Savannah, Georgia, en conjunto con CB&I (Chicago Bridge and Iron). El AP1000 es un reactor de agua presurizada que incorpora un EBWR de estilo antiguo diseñado por GE que requiere energía adicional para mantener sus sistemas de enfriamiento y apagar el reactor en caso de un problema. En referencia al incidente nuclear de Fukushima, los técnicos no contaban con energía de respaldo procedente de generadores diésel. Debido a esto no pudieron enfriar la planta y se produjo el desastre.
El diseño del Westinghouse AP1000 presenta un sistema pasivo que utiliza la gravedad y la convección térmica para apagar la planta incluso en ausencia de energía externa disponible. Las unidades que ahora construye Southern Company son las primeras que se construyen en Estados Unidos en 30 años y se dice que son “a prueba de Fukushima”.
Al mismo tiempo, Toshiba está construyendo un generador de turbina de vapor que es muy competitivo en términos de eficiencia al utilizar una fuente de vapor nuclear. Westinghouse y Toshiba se enfrentarán en el mercado promocionando sus reactores. Algunos sienten que Westinghouse tiene la ventaja con un diseño superior de reactor de agua y una ventaja significativa en términos de ganar pedidos a nivel nacional e internacional. Han hecho mucha más ingeniería avanzada y estandarización del diseño para que solicitar una licencia de operación sea más simple y menos costoso; algo que atrajo a la Corporación Estatal de Tecnología de Energía Nuclear de China (SNPTC).
Ambas empresas se dirigirán al Reino Unido, Bulgaria, China y la India; prácticamente en cualquier lugar donde puedan vender los reactores AP1000 o EDWR. Por supuesto, durante muchos años el negocio nuclear de Toshiba fue el elemento clave de la empresa hasta que Fukushima cerró todos sus reactores nucleares nacionales, muchos de los cuales no se han vuelto a poner en marcha. Sigue siendo una parte muy fuerte de la empresa, no tanto desde el punto de vista empresarial sino cultural. Seguirán contando con el firme apoyo de la alta dirección de Toshiba. Este es un momento crucial para la industria de la energía nuclear y los próximos cinco o diez años serán cruciales para ver hacia dónde nos llevará. Algunos sienten que los pequeños reactores modulares son el futuro y anticipan que algunas grandes empresas abandonarán el negocio nuclear o entrarán en otros mercados.
Comprender la cadena de valor de la energía
“Según la Administración de Información Energética de EE. UU., se espera que el gasto interno total en servicios energéticos crezca de aproximadamente $1,2 billones en 2010 a más de $1,7 billones en 2030. La creciente demanda de los consumidores y la innovación de clase mundial, combinadas con una fuerza laboral competitiva y una cadena de suministro capaz de construir, instalar y dar servicio a todas las tecnologías energéticas convierte a Estados Unidos en el mercado más atractivo del mundo en el sector energético global de $6 billones”.17
¿Donde está el dinero? Al examinar la cadena de valor del negocio energético, algunas áreas destacan como más lucrativas que otras. El ciclo combinado de turbinas de gas bien puede ser la mejor fuente de ingresos porque el costo de inversión para la instalación sigue siendo bastante competitivo. En el mercado estadounidense, los proveedores comerciales de electricidad compiten con otros proveedores en función de lo que cuesta entregar un megavatio incremental al mercado. Este costo variable de producción es básicamente un cálculo del costo del combustible y el costo de convertir el combustible en electricidad.
La energía nuclear se encuentra en el extremo inferior de la curva en términos de costos de producción variables, pero la inversión de capital requerida para instalarla es astronómicamente alta. En este momento, se están construyendo muchas unidades de ciclo combinado porque la conversión de gas natural en electricidad en las centrales eléctricas de ciclo combinado es ineficiente. El costo de capital es predecible y comprendido. Hoy en día hay un gran cambio hacia el ciclo combinado a medida que las empresas de servicios públicos buscan aprovechar el bajo costo del gas natural y ser más competitivas en el mercado eléctrico. Una vez más, los próximos años determinarán dónde recaerá la mayor rentabilidad. La tecnología de los reactores es muy lucrativa, pero requiere miles de millones de inversiones de capital. Si los desarrolladores venden esa tecnología pueden ganar mucho dinero; si no lo hacen, pueden perder mucho dinero. Se espera que la gestión de residuos sea extremadamente rentable en los próximos años. La manufactura también parece ser rentable, pero la mayor parte probablemente ocurrirá en el extranjero.
Los precios del uranio son actualmente lo suficientemente bajos como para que una vez que una planta nuclear entre en funcionamiento, el costo de convertir el combustible de uranio en electricidad sea extremadamente competitivo. El factor de riesgo en el mercado nuclear proviene de la posibilidad de que suceda algo que haga que el precio del uranio se dispare. Una planta nuclear es sólo un poco más cara que una hidroeléctrica en lo que respecta al costo de producir energía, por lo que la energía nuclear es rentable si los precios del uranio se mantienen estables.
Contratos de agrupación y servicios a largo plazo
Los chinos han ofrecido recientemente apoyo financiero para convencer a clientes potenciales de energía para que firmen contratos. Otras empresas prefieren manojo la venta de equipos con contrato de servicio a largo plazo. ¿Cuáles son los factores clave de éxito para desarrollar nuevos negocios en varios lugares? Muchos en la industria sienten que es importante empaquetar programas y servicios a largo plazo, y muchos grandes actores del sector energético ya lo están haciendo. Los propietarios/operadores en Estados Unidos a menudo no dependen tanto de ese tipo de servicios, pero a nivel mundial los contratos de servicios a largo plazo son más comunes. Por eso es importante que las empresas energéticas nacionales tengan presencia física y relaciones con clientes internacionales que necesitan servicio remoto. Una vez que se familiarice con la nueva tecnología, es posible que estos clientes ya no necesiten el contrato de servicio.
Las decisiones de compra en EE. UU. suelen basarse en el precio y el rendimiento, a diferencia de los planes de mantenimiento extendido. Es comprensible que se trate de un mercado muy competitivo. Las empresas japonesas como Hitachi a menudo no exigen pagos hasta que una planta esté terminada; como lo haría una tienda minorista: sin intereses, sin pagos, hasta que el trabajo esté terminado. En Europa, no es raro que los compradores compren paquetes y continúen relaciones con Siemens o Alstom. Los paquetes de financiación suelen aplicarse a propietarios menos sofisticados o a personas que están más familiarizadas con las finanzas que con el funcionamiento real de una planta. Las empresas tecnológicamente más avanzadas quieren operar sus instalaciones por sí mismas y tomar decisiones de compra claves con respecto a qué piezas compran y cuánto pagan por ellas. Estas decisiones se basan principalmente en factores económicos.
Para superar la reciente crisis económica, muchas empresas han vendido sin obtener beneficios o incluso con pérdidas, prometiendo a sus clientes que mantendrían su capacidad y formarían a su personal. Las cosas se estructuraron con el fin de obtener contratos de mantenimiento y asegurar participación de mercado. Históricamente, los OEM han tenido ventajas, pero algunas de ellas pueden desaparecer a medida que los mercados maduren.
¿Dónde estamos con la tecnología de captura de carbono?
La tecnología de captura de carbono se utilizó originalmente para mejorar la recuperación de gas y petróleo, pero en los últimos tiempos se está implementando por razones ambientales. Las plantas de energía que funcionan con combustibles fósiles son responsables de la mayoría de las emisiones de CO2. En el futuro, los métodos mejorados de captura de carbono deberían permitir atrapar y almacenar de forma segura el CO2. Hoy en día, atraparlo es caro. Se ha estimado que capturar el CO2 de una planta de 500 megavatios requeriría una instalación de separación de $400 millones. Además, la energía necesaria para hacer funcionar el separador catalítico puede consumir un tercio de la energía que produce una planta. Este panorama económico no es brillante. Algunos han mencionado subsidios, límites máximos y comercio, o regulaciones que podrían motivar a las personas a reducir las emisiones de CO2. En última instancia, se necesita nueva tecnología que pueda reemplazar las plantas de separación catalítica y, hasta ahora, los conceptos de captura de carbono propuestos han demostrado ser demasiado costosos.
La gente está trabajando en el problema. Babcock y Wilcox, por ejemplo. Hay planes técnicamente factibles, pero, nuevamente, su costo es prohibitivo. Más allá del obstáculo económico, mantener el CO2 almacenado de manera segura es imperativo, ya que cualquier falla puede causar graves problemas ambientales y de salud. Los aspectos de alto costo y problema de almacenamiento de la captura de carbono llevan a muchas empresas de servicios públicos a considerar nuevamente la energía nuclear como posiblemente la mejor solución energética global de largo alcance. En última instancia, la tecnología de captura de carbono está en su infancia y se necesitarán más datos e investigaciones para analizar sus riesgos y beneficios.
“Los químicos de UC Berkeley han dado un gran paso adelante en la tecnología de captura de carbono con un material que puede eliminar de manera eficiente el carbono del aire ambiente de un submarino con la misma facilidad que el de las emisiones contaminantes de una central eléctrica alimentada por carbón. Luego, el material libera dióxido de carbono a temperaturas más bajas que los materiales actuales que capturan carbono, lo que potencialmente reduce a la mitad o más la energía consumida actualmente en el proceso. El CO liberado2 Luego puede inyectarse bajo tierra, una técnica llamada secuestro, o, en el caso de un submarino, expulsarse al mar”. 18
Ciclo supercrítico versus ciclo combinado: sopesando las opciones
Las tecnologías supercrítica y ultrasupercrítica queman carbón bajo presión a temperaturas extremadamente altas para obtener una producción de energía eficiente y emisiones de CO2 muy reducidas. Además, las plantas de ciclo combinado liberan mucho menos dióxido de azufre y óxidos de nitrógeno, lo que afecta negativamente a la calidad del aire. Las unidades ultrasupercríticas que se están desarrollando en Dinamarca, Alemania y Japón deberían poder operar con aún más eficiencia y reducir el costo del combustible. Los aceros de alta aleación que inhiben la corrosión podrían dar lugar a un rápido aumento de las aplicaciones supercríticas y ultrasupercríticas en un futuro próximo.
La tecnología IGCC (Ciclo Combinado de Gasificación Integrada) “utiliza un sistema de gasificación de carbón para convertir el carbón en un gas de síntesis (syngas) y producir vapor. El gas de síntesis caliente se procesa para eliminar compuestos de azufre, mercurio y partículas antes de usarlo como combustible para un generador de turbina de combustión, que produce electricidad. El calor de los gases de escape de la turbina de combustión se recupera para generar vapor adicional. Este vapor, junto con el del proceso de gas de síntesis, impulsa un generador de turbina de vapor para producir electricidad adicional”.19
Económicamente hablando, las plantas de carbón supercrítico son competitivas cuando el precio del gas natural es de aproximadamente $5 por millón de BTU. En la actualidad, el precio proyectado del gas natural en EE.UU. es de $3 a $4 por millón de BTU. Por lo tanto, incluso si no hubiera preocupación por las emisiones de CO2, sería financieramente razonable construir una planta de ciclo combinado. Esta es la razón por la que generalmente no se construyen nuevas centrales alimentadas con carbón, excepto en India, China y Vietnam. Brasil y Chile estuvieron recientemente interesados en desarrollar nuevas plantas alimentadas con carbón, pero la mejora de la tecnología de ciclo combinado ha hecho que esas naciones abandonen cualquier ambición alimentada con carbón. Esta misma actitud está generalizada en la mayoría de los países del mundo.
Proyecciones del precio del gas natural
Se proyecta que los precios del gas natural se mantendrán en el rango de $2,50 a $4 por millón de BTU en los próximos 10 años. Sin embargo, si esto fuera cierto, parecería que más plantas se estarían convirtiendo a tecnología de ciclo combinado y el mercado actual revela que no es así. Algunas empresas de servicios públicos están utilizando la estrategia de mantener algunas empresas de servicios públicos alimentadas con carbón como “protección” contra las fluctuaciones del precio del gas natural. Por ejemplo, los problemas en Ucrania podrían hacer que los precios del gas natural aumenten en Europa a 4$ a $6 por millón de BTU. En tal caso, Estados Unidos podría colocarlo en barcos y enviarlo allí. Los ejecutivos de servicios públicos a menudo se muestran reticentes a tomar grandes decisiones sobre cambios en aras de preservar sus puestos de trabajo.
Muchos de los que esperan que los precios del gas natural se mantengan tan bajos como están creen que esos precios provendrán de la continuación de las tecnologías de extracción actuales. Pero las empresas que emplean estas metodologías afirman que no pueden seguir obteniendo beneficios con los precios del gas de esquisto tan bajos. El director ejecutivo de Exxon Mobil dijo el año pasado: “Estamos perdiendo la camisa” vendiendo gas natural a precios tan bajos. Los pronósticos de precios del petróleo mucho más bajos también representarían pérdidas en nuevos pozos para la mayoría de los productores de petróleo”.20
Entonces, si bien existe cierta conversión al ciclo combinado, no ha habido un compromiso 100% al respecto. El péndulo puede estar oscilando a favor del gas natural, pero a las empresas de servicios públicos les gusta mantener cierta flexibilidad para “volver a cambiar” si es necesario. Mientras tanto, se siguen produciendo más fusiones y cada vez hay menos empresas de servicios públicos, una tendencia que parece que podría continuar.
Las ventajas de los fabricantes asiáticos
Las naciones asiáticas tienen la ventaja de poder ofrecer financiación con sus productos. Aunque Asia está avanzando rápidamente, Estados Unidos todavía tiene una ventaja técnica sobre los fabricantes asiáticos. China suele tener una cláusula en sus contratos con empresas occidentales que exige transferencias de tecnología, por lo que siempre han sido expertos en recopilar información tecnológica de sus proveedores para aplicarla a proyectos en China. Su capacidad para manipular su moneda es quizás su mayor fortaleza. En el lado negativo, algunos en Estados Unidos tienen una impresión negativa de las empresas chinas, sintiendo que no dan un buen seguimiento a los problemas técnicos o de garantía. Los propietarios pueden tener problemas más adelante con transformadores y otros tipos de equipos grandes.
China y la India tienen la capacidad de fabricar sus propias calderas. Inicialmente tomaron prestados sus diseños y licenciaron tecnología de empresas dominantes como Babcock, Wilcox y Alstom, pero con el paso del tiempo las empresas chinas e indias han desarrollado la capacidad de fabricar sus propias calderas con su propia tecnología. Muchos fabricantes asiáticos tienen acuerdos vigentes por los que no tienen que pagar regalías si incorporan el diseño de otra persona. Si una empresa está buscando una nueva caldera y solicita ofertas, puede terminar comprándola a una empresa coreana que está incorporando un diseño originado en los Estados Unidos. Muchas empresas occidentales ni siquiera ofrecen ofertas a un cliente potencial si saben que un fabricante chino o indio también está ofertando porque no pueden competir en precios.
La mayoría de las calderas fabricadas y sus piezas hoy en día provienen de China o Vietnam, donde el trabajo a menudo se subcontrata porque no Muchas empresas ya fabrican estos productos en Estados Unidos. Europa todavía es capaz de producir algunas cosas de manera competitiva, pero China es el país elegido en términos de rentabilidad. Incluso Hitachi y Mitsubishi incluyen materiales subcontratados en China para ser competitivos. A pesar de la posibilidad de repercusiones en el futuro, las interacciones de las grandes empresas de capital con empresas chinas a menudo implican acuerdos de empresas conjuntas que estipulan que una transferencia de tecnología debe tener lugar a lo largo del tiempo. En un futuro no muy lejano, los chinos podrán producir la misma tecnología sin involucrar a un socio de capital. Por supuesto, el mercado chino es enorme, por lo que las industrias occidentales están bastante ansiosas por penetrar en él, pero esto no deja de tener algún costo potencial para las ventas futuras. Ofreciendo incentivos de capital en varias regiones, servicios de embalaje, volumen de pedidos de embalaje; Si se pudieran vender diez unidades a un precio ligeramente inferior a los clientes chinos, sería muy atractivo para ellos.
Como se mencionó anteriormente, muchas empresas asiáticas tienen licencias para utilizar tecnologías occidentales. Corea y China utilizan diseños de calderas de fabricantes como Foster Wheeler, Babcock y Alstom. Hasta hace poco, estos países solían utilizar tecnologías que estaban retrasadas una generación y podían competir bien porque el software era seguro y existía desde hacía décadas. Los chinos tienen sus mercados locales y precios de fabricación bajos, pero su tecnología proviene tradicionalmente de diseñadores occidentales. Muchos consideran que la India está creciendo particularmente rápidamente. Su excelente dominio de la tecnología puede elevarlos sobre otros en términos de confiabilidad, eficiencia y planes de referencia. Por ahora, la ventaja de las empresas occidentales se basa en una mayor tecnología y un mejor control de la fabricación, pero puede que no siga siendo así por mucho tiempo a medida que las empresas asiáticas se vuelvan cada vez más competentes y capaces técnicamente.
En Estados Unidos, quienes participan en el mercado nuclear son extremadamente cautelosos y reacios al riesgo. A veces se considera que la tecnología china es inmadura. Los clientes internacionales confían en que los fabricantes estadounidenses y japoneses ofrecerán soporte técnico durante la vida útil de las unidades que fabrican, pero no sienten lo mismo por los fabricantes chinos. Por lo tanto, son bastante cautelosos a la hora de realizar grandes compras de tecnología sin sentirse seguros de que podrán soportarla durante los 40 a 60 años de vida de una central eléctrica. América del Norte y Europa son mercados más maduros. La mayor parte de lo que se necesita son repuestos y servicio. Los proveedores asiáticos pueden llenar estos vacíos, ya que las piezas básicas a menudo no son tan sofisticadas y no requieren dibujos OEM. La principal competencia será para piezas y componentes.
Hinkley Point C y la controversia china
El proyecto Hinkley Point C en el Reino Unido ha generado cierta controversia. Diseñada para llevar dos nuevos reactores a la costa norte de Somerset, en Inglaterra, se trata de la primera instalación nuclear de “nueva generación” del Reino Unido. El proyecto promete proporcionar trabajo a 900 personas con 25.000 puestos de trabajo potenciales durante la construcción durante la próxima década. Las empresas están pujando por £16 mil millones que se invertirán en la construcción del proyecto. Aparte de las predecibles preocupaciones ambientales y de salud pública, ha habido preocupaciones sobre la participación de China en Hinkley Point.
Un ejecutivo de EDF ha confirmado que la empresa confía en cerrar un acuerdo de inversión en el proyecto Hinkley Point en Inglaterra para finales de marzo. “En principio, todo el mundo está de acuerdo”, dijo al Financial Times Song Xudan, director ejecutivo de EDF en China. … Los 24.500 millones de libras esterlinas la energía nuclear El proyecto representa la primera empresa en el extranjero para China General Nuclear Power Corp, que ha negociado para que las empresas chinas obtengan una participación en el suministro de componentes para el proyecto”.22 Los chinos también quieren una gran parte de los contratos de suministro y la propiedad de otro sitio nuclear en Bradwell, donde tienen intenciones de construir su propio reactor nuclear. Estas demandas han obstaculizado las negociaciones en curso en Hinkley Point.
El ahorro de costes es sin duda un factor enorme para el Reino Unido a la hora de negociar con China. Algunos sienten que las consideraciones financieras a menudo juegan un papel más importante del que deberían cuando se trata de este tipo de decisiones y que los políticos podrían comprar tecnología china antes de lo debido por conveniencia política. No se cree que China busque inmediatamente una participación más profunda en proyectos en naciones desarrolladas. Más bien, probablemente se centrarán en los mercados emergentes donde los costos influyen en gran medida en la toma de decisiones. La comunidad nuclear mundial es pequeña, por lo que todos estarán atentos para ver cómo suceden las cosas, como siempre ocurre con las nuevas centrales eléctricas.
El costo, la calidad y la aversión al riesgo influyen en las decisiones de compra
Las decisiones relativas a las plantas nucleares varían de un país a otro, dependiendo de las preocupaciones económicas y de calidad. Es más probable que las naciones emergentes busquen soluciones rentables y estén menos inclinadas a tratar con empresas más grandes y establecidas que cobran más por sus servicios. Por supuesto, las regulaciones gubernamentales también influyen en la elección de qué empresas reciben negocios.
La aversión al riesgo también juega un papel importante en las propensiones de compra de las naciones interesadas en adquirir plantas de energía nuclear. Se considera que Estados Unidos es particularmente sensible al riesgo. Esto puede deberse a NEIL (Nuclear Electric Insurance Limited), “una seguro mutuo empresa que asegura todo plantas de energía nuclear en los Estados Unidos, así como algunas instalaciones a nivel internacional. La empresa tiene su sede en Wilmington (Delaware), y está registrado en islas Bermudas. Fue fundada en 1980 en respuesta a la campaña de 1979. Accidente de Three Mile Island.”23 Responsable de un pago a la dañada planta nuclear Crystal River de Florida, Progress Energy buscaba inicialmente un acuerdo de $1.900 millones que provocó conmociones en las empresas miembros de NEIL. La disputa finalmente se resolvió por mucho menos; $835 millones, pero el incidente ha tenido efectos duraderos, generando una aversión al riesgo en la industria que aún perdura en la actualidad.
Decisiones de mantenimiento interno/externo
Para algunas empresas, los beneficios en la industria nuclear provienen de contratos de operación y mantenimiento. Empresas como URS y otras trabajan con márgenes bajos. No obtienen ganancias astronómicas, pero generan ingresos respetables sin margen. Las empresas más pequeñas generalmente no tienen la mano de obra necesaria para realizar por sí mismas el mantenimiento de las inspecciones importantes, por lo que tienen que contratar el trabajo desde fuera. Entergy ha pasado de hacerlo todo ella misma a formar algunas alianzas con fabricantes. Son capaces de mantener un grupo de competencia central que puede gestionar el trabajo que se realiza para el mantenimiento durante los ciclos de reabastecimiento de combustible.
En Estados Unidos, las empresas de servicios públicos existen en dos categorías: ya sea plantas comerciales como las que mantiene Exelon, o servicios públicos regulados como Duke, que tiene que justificar los costos y obtener una tasa de rendimiento razonable de las agencias reguladoras sobre esos gastos. En Alemania, básicamente sólo tienen que explicar sus costes, por lo que allí tienen un mercado más protegido. Pueden hacer una parte del trabajo ellos mismos y les resulta más fácil confirmar sus costos. Por lo tanto, depende de cómo esté estructurado el mercado y del tipo de entorno generacional en el que se encuentre la empresa de servicios públicos.
China – Licencias y derechos de propiedad intelectual
En la mayoría de los casos, los fabricantes chinos tienen licencias para vender productos estadounidenses, pero estas licencias establecen que los productos sólo pueden venderse en los países en los que se fabrican. Algunos afirman que las empresas chinas han estado intentando vender equipos con licencia a otros países y que China sólo respetan los derechos de propiedad intelectual cuando han llegado al punto de desarrollar su propia propiedad intelectual que valga la pena proteger.
También existe escepticismo respecto a la calidad de los productos chinos que todavía existe hoy en día. Muchas empresas estadounidenses subcontratan la fabricación de piezas a China y existe una preocupación continua por la integridad de esos productos. Algunas empresas envían representantes a China para observar a los fabricantes chinos las 24 horas del día, asegurándose de que no tomen atajos. Esto podría incluir sustituir materiales inferiores, realizar soldaduras incorrectas o no seguir correctamente los procedimientos designados. Incluso hoy en día, los fabricantes chinos han tenido dificultades para sacudir su reputación de tomar atajos a riesgo de la seguridad y/o el rendimiento.
En última instancia, China adquirirá la tecnología y los conocimientos necesarios para competir en el escenario mundial con fabricantes como Westinghouse, GE y Toshiba. En algunos mercados incluso dominarán. Si bien Estados Unidos puede actualmente ser reacio a correr riesgos con respecto a los productos chinos, otras naciones mirarán a China porque son rentables. También apreciarán el hecho de que China haya licenciado tecnologías, o hayan sido parte de transferencias de tecnología con respetadas empresas occidentales. Algunos sienten que una vez que una tecnología se entrega a los chinos, ninguna empresa podrá controlar la innovación china o la forma en que fabrican sus productos.
¿Continuarán las empresas conjuntas chinas?
Hoy en día existen muchos centros de investigación en India y China que involucran empresas conjuntas entre esas naciones y varias compañías occidentales. Este tipo de diversificación e intercambio de tecnología internacional continuará. En cuanto a China, todavía están tecnológicamente atrasados, pero están recuperando terreno. En general, se considera que se pondrán al día en los próximos cinco a diez años y es posible que lo hagan solos. Gran parte de esto dependerá de si los intereses occidentales continúan aportando valor a las empresas conjuntas con los chinos. Si esto no ocurre y las empresas occidentales sólo quieren dinero, es poco probable que las empresas conjuntas avancen.
En última instancia, “China quiere maximizar su autosuficiencia en tecnología, fabricación y diseño de reactores nucleares, aunque también se fomenta la cooperación internacional y la transferencia de tecnología. Avanzado reactores de agua a presión tales como el ACPR1000 y el AP1000 son la tecnología dominante en el futuro cercano. A mediados de siglo reactores de neutrones rápidos son vistos como la principal tecnología. Los planes a más largo plazo para la capacidad futura son 200 GW para 2030 y 400 GW para 2050. Se prevé que los reactores de neutrones rápidos aporten 1.400 GW para 2100. China está posicionada para convertirse en un exportador de reactores, mediante el desarrollo del RCP-1000.”24
Mucho dependerá del desempeño financiero de las empresas asiáticas en cuanto a su éxito futuro en el mercado nuclear global. En este momento todavía hay mucha incertidumbre. Sin embargo, en general existe la sensación de que las naciones de la Cuenca del Pacífico y los países BRIC (Brasil, Rusia, India y China) serán componentes fundamentales del crecimiento de la industria esperado en los próximos años.
¿Por qué India?
Muchos ven a la India como un centro de ingeniería que inspira confianza. Si un importante fabricante busca un centro de bajo costo y elige instalar una oficina de ingeniería en Calcuta, entonces un competidor elige abrir una instalación en Calcuta, ya cuenta con una fuerza laboral relativamente capacitada de la que puede obtener talento. Sin embargo, cuando llega una tercera empresa y decide establecerse allí, al cabo de cinco o seis años descubre que lo que había sido un centro de producción de bajo coste ahora tiene unos costes laborales que se aproximan a los de Estados Unidos y Europa. Esto es especialmente cierto si se tiene en cuenta el costo de hacer negocios en esas regiones. Las ventajas comienzan a erosionarse. Situaciones similares han ocurrido en Budapest y Delhi. Puede ser la naturaleza del negocio. Algunos hablan de deslocalización empleos nuevamente; traerlos de regreso a Estados Unidos, ya que con el tiempo las ventajas de la globalización y los centros extraterritoriales de bajo costo se han erosionado. Si este hecho no es evidente hoy, será mucho más reconocible dentro de 25 años.
Algunos inversores se han sentido decepcionados porque el desarrollo en India no ha sido tan amplio como se esperaba. China todavía sigue dominando esa parte del mundo. India tiene la desventaja de no tener un suministro disponible de gas natural, lo que la hace dependiente de combustibles locales, energía nuclear y, lo más importante, carbón.
Manteniéndolo local
En ciertos países, existen requisitos de contenido local para garantizar que no sean explotados y que los empleos y la mano de obra permanezcan en su país de origen. Esta situación suele abordarse mediante empresas conjuntas. En En India, las empresas locales tienden a conseguir contratos para nuevos pedidos. Por lo tanto, los intereses externos deben asociarse con los intereses locales para tener éxito en la licitación. En el mercado indio hay algunas empresas de calderas a gran escala que tienen acuerdos de licencia con empresas con sede en Estados Unidos. Las empresas indias de calderas internas son muy difíciles de superar, por lo que una empresa podría tener la oportunidad de arriesgarse y ofertar contra (por ejemplo) Bharat Heavy Electricals –BHEL– como lo han hecho algunas empresas. Por supuesto, India es muy atractiva porque los costos laborales son extremadamente bajos y el costo de llegar al mercado es barato.
Mirando más allá de las empresas conjuntas
La fusión de GE y Alstom sigue despertando fascinación en el sector nuclear. Se había conjeturado que GE nunca quiso estar en el negocio de las calderas porque su alcance de marketing era más eficaz con las turbinas de vapor. Otros sintieron que GE estaba interesada en asociarse con alguien en el negocio de las calderas o en comprar otra empresa. Al final, GE resistiría estos impulsos en el negocio de las calderas por temor a que la idea no generara suficientes ganancias.
Al final, todas las fusiones se basan en la oferta; ¿Quién compra y qué compra? ¿Cuáles son los factores de evaluación? Por supuesto, este tipo de evaluaciones relativas a la estrategia son difíciles de realizar a nivel macro. Irónicamente, las alianzas pueden funcionar para un proyecto, pero en el siguiente un aliado puede convertirse en un competidor directo. Parece que ninguna empresa lo tiene todo. Todos tienen sus puntos fuertes. La mayoría ve que este es un aspecto importante y saludable del negocio.
Escisión de Babcock y Wilcox
“… Energía El proveedor de servicios, The Babcock & Wilcox Company… dio un paso preliminar en su plan para escindir su negocio de generación de energía. Babcock & Wilcox Enterprises Incorporated, una subsidiaria recién formada que consistirá en el negocio de generación de energía de la compañía, ha presentado una Declaración de registro inicial del Formulario 10 ante la Comisión de Bolsa y Valores de EE. UU. (SEC). Industrial Info está rastreando $5.69 mil millones en proyectos en blanco y negro en instalaciones de energía alimentadas con carbón, gas natural y desechos, y $10 millones en proyectos en una planta de combustibles nucleares que abastece a la Marina de los EE. UU. “25 Se especula que esta escisión podría preceder a una próxima consolidación con otra persona y, si lo hace, seguiría una tendencia que ya ha estado ocurriendo en otras partes de la industria. Es probable que la decisión forme parte de la estrategia de desarrollo empresarial de B&W, ya que tienen una planta nuclear de 50-100 MW y están intentando comercializar muy activamente.
El desarrollo de productos nucleares sigue siendo una tarea relativamente nueva para B&W. Aún no se sabe si podrán tener éxito con su planta nuclear más pequeña. En este momento, la única utilidad que parece estar analizándolo seriamente es TVA. Su generación actualmente ronda los 30 mil megavatios y la unidad en discusión es sólo una unidad de 100 mw. En cierto sentido, TVA está ayudando a B&W a ver si la tecnología es viable. Una planta más pequeña es inherentemente menos peligrosa cuando se trata de diseños de tipo nuclear y es mucho menos susceptible a problemas con la radiación que se filtra al aire, al suelo o al agua. En este momento de la historia de Estados Unidos, se trata de una nueva empresa empresarial que está entrando al mercado en un momento en el que la gente mira al gas natural como fuente de energía dominante en el futuro previsible.
Si los precios del gas de esquisto se mantienen cerca de $2 por millón de BTU durante la próxima década, la mayoría de las nuevas construcciones se centrarán en plantas de gas natural. Si esos precios suben a $8 por millón de BTU, las empresas de servicios públicos deberán decidir entre carbón, reducción de carbono y generación de energía nuclear. En el futuro, la energía nuclear puede ser, de hecho, la respuesta definitiva, ya que sería más viable si los precios del gas eventualmente subieran. Los conocedores especulan que tales decisiones probablemente tardarán entre 10 y 12 años. Mientras tanto, la Compañía del Sur está en proceso de incorporar dos unidades nucleares a su flota. Inicialmente habían previsto cuatro, pero los costes resultaron ser superiores a lo esperado. Han estado construyendo plantas nucleares, de ciclo combinado y de carbón, al mismo tiempo que han tenido cuidado de equilibrar su cartera. Si los precios de la energía fluctuaran, la producción nuclear es bastante predecible porque la mayor parte del costo asociado con ella corresponde a la construcción de la propia planta. Los costos del combustible son muy pequeños, por lo que una vez que una planta está en funcionamiento y los costos operativos de producción de energía nuclear son bastante bajos.
Toshiba y Westinghouse comparten ambiciones nucleares
En 2006, las cosas estaban mejorando en el sector de la energía nuclear. Toshiba decidió asociarse con IHI Corporation para comprar Westinghouse por $5.400 millones. Después de esto, Toshiba tuvo que desprenderse de otros $1 mil millones para asegurarse una participación mayoritaria en Westinghouse cuando Marubeni Corporation se echó atrás y quiso retirarse, amenazando el acuerdo. Desde entonces, el incidente nuclear de Fukushima ha provocado que los inversores potenciales se alejen, al menos temporalmente, de la energía nuclear. Obviamente, Toshiba no anticipó tal giro de los acontecimientos y creía que los reactores nucleares estarían en un pico más alto que el actual.
el 22 de eneroDakota del Norte, En 2015, Toshiba inició negociaciones para proporcionar equipos para muchos reactores nucleares chinos y plantas adicionales en Kazajstán. “Toshiba ya tiene una posición de liderazgo en el mercado de energía nuclear chino y busca aprovecharla a través de su unidad Westinghouse Electric. Las economías emergentes recurren cada vez más a la energía nuclear como una forma de frenar las emisiones de carbono, que contribuyen al calentamiento global, aunque una caída del precio del petróleo podría cambiar algunos de esos incentivos en el largo plazo”.26
Mientras tanto, Westinghouse ha estado ansiosa por entregar reactores para una posible planta en Gujarat, India, a raíz de los avances logrados con respecto a la Ley de Responsabilidad. Ahora que está operativo un acuerdo entre Estados Unidos e India, Westinghouse está explorando la posibilidad de suministrar componentes a Gujarat evitando al mismo tiempo a Toshiba, su holding en Japón. Debido al acuerdo nuclear civil entre India y Japón, Toshiba no puede participar en la transacción.
Westinghouse se refiere a su AP1000 PWR como “la central nuclear más segura y económica disponible en el mercado comercial mundial”.27 Destacan su confiabilidad incomparable, diseño eficiente y costo competitivo. El AP1000 fue el reactor de tercera generación del DOE y se consideró que estaba en la cima del diseño tecnológico cuando se obtuvo la licencia inicial. Todavía se lo considera uno de los reactores de mayor nivel del mundo. El AP1000 no está exento de detractores. En 2010, varias organizaciones ambientalistas pidieron una investigación sobre lo que creían que eran debilidades en el diseño de contención del reactor. John Ma, ingeniero estructural senior de la NRC, también postuló que partes de la piel de acero del reactor eran susceptibles al impacto de un avión o proyectiles propulsados por tormentas. Los expertos de Westinghouse no estuvieron de acuerdo.
Más empresas combinan fuerzas
La tendencia hacia la consolidación industrial continuará en el sector energético mundial. GE se ha asociado con Alstom. Mitsubishi e Hitachi han unido fuerzas. La alemana Siemens ha seguido recientemente su ejemplo con algunas jugadas de ajedrez propias. En 2014, adquirieron el negocio de energía de Rolls-Royce y luego se fusionaron con Dresser-Rand Group, un proveedor internacional de repuestos. servicios y soluciones de equipos. El acuerdo valía aproximadamente $7.600 millones. “Siemens tiene la intención de operar Dresser-Rand como el negocio de petróleo y gas de la compañía, conservando la marca Dresser-Rand y su equipo de liderazgo ejecutivo. Además, Siemens tiene la intención de mantener una presencia significativa en Houston, que será la sede del negocio de petróleo y gas de Siemens”.28
Algunos creen que Siemens espera beneficiarse del floreciente mercado estadounidense de petróleo y gas de esquisto y al mismo tiempo darle cierta competencia a su rival en el negocio energético, GE. Sin embargo, GE tiene una presencia monolítica en el mercado estadounidense, por lo que Siemens intentará ponerse al día en el futuro previsible. GE ha invertido más de $14 mil millones en gas y petróleo desde 2007. Siemens llega un poco tarde al baile, pero su adquisición por $1.3 mil millones del negocio energético de Rolls-Royce en mayo de 2014 se hizo con la esperanza de cerrar la brecha con GE. Es difícil para las empresas salir a la calle por sí mismas. Independientemente de la paciencia o la capacidad de una empresa para mantener una visión a largo plazo, las asociaciones se han convertido en la regla del día. En China es una obviedad. En otros mercados asiáticos, a las empresas les resulta más que difícil hacer crecer su negocio de forma orgánica.
Consolidaciones y confusa política energética estadounidense
Algunas consolidaciones se realizan teniendo en mente la producción de gas de esquisto. Pero el segmento de las turbinas de vapor no depende sólo del gas para ser rentable. Si hay un aumento del carbón, o si la energía nuclear vuelve a estar de moda, la mayoría de las empresas seguirán proporcionando productos para esos combustibles. En el negocio de las turbinas de gas, la mayoría de las empresas que buscan eficiencias óptimas tendrán un ciclo de fondo con una turbina de vapor. De esta forma se puede realizar un ciclo combinado con turbinas de gas y vapor. La mayoría de los OEM y sus socios intentan vender tecnología de ciclo combinado en lugar de ciclo simple.
Muchos en Estados Unidos, Europa y alrededor del mundo están confundidos por la falta de claridad en la dirección energética federal de Estados Unidos, que parece consistir en “una mezcolanza de políticas desconectadas diseñadas para grupos específicos sin un objetivo coherente”.29 Estados Unidos tiene subsidios energéticos para los combustibles nuclear, eólico, solar y fósil, así como subsidios para la modernización de edificios. Aún está por definirse el objetivo final de Estados Unidos y el cronograma para alcanzarlo. Mientras se deliberan estas cuestiones, el mercado energético mundial seguirá estando impulsado por el mercado. La demanda de electricidad seguirá creciendo mientras los sistemas de información y los sistemas informáticos sigan expandiéndose. Las preguntas ahora son ¿cómo se cumplirán estas crecientes demandas y quién en la industria las satisfará?
Japón: más allá de Fukushima
Aún así, Japón es formidable. Tienen una estructura de costos baja para ser competitivos con los chinos en equipos energéticos y, hasta cierto punto, con los surcoreanos. Japón comprende el valor de poder armar un paquete energético completo y, con la financiación del proyecto, ha ganado puestos de trabajo. Tienen una buena estrategia competitiva, pero Japón no se encuentra en la mejor posición de costes relativos en este momento. Aún así, pueden descubrir cómo ganar. La tecnología y el equipo que tiene Japón lo convierten en un buen socio potencial para las empresas de los países en desarrollo.
Cuotas de mercado y probabilidad de rentabilidad
Al comprender la rentabilidad de las empresas en el ámbito energético mundial, puede resultar difícil descubrir las cuotas de mercado y los niveles de beneficios reales. Incluso las cifras aproximadas son difíciles de alcanzar porque todas están cuidadosamente protegidas, y por una buena razón. La competencia es feroz. Los conocedores afirman que los niveles de ganancias de los equipos nuevos son ridículamente bajos para todos, por lo que nadie está ganando dinero en ese sentido. En cambio, buscan aumentar su participación de mercado, aumentar su base de alimentación instalada y luego obtener ganancias al brindar servicios con el tiempo. De esta manera, las fábricas se mantienen ocupadas, la gente mantiene su empleo y la participación de mercado mejora a medida que las empresas se expanden lentamente. Se ha dicho que nadie se está beneficiando en gran medida. Las cifras en el mercado de nuevas unidades probablemente sean inferiores a 10% para la mayoría de los proveedores en beneficio neto.
Algunos creen que el dinero está en mantenimiento; suministrando servicios operativos, repuestos y repuestos. Estas cosas han proporcionado consistentemente un mejor margen durante muchos años. Si se analiza el mercado en su totalidad, tiene mucho sentido en este momento porque los precios son muy competitivos. El riesgo de que los problemas del proyecto aumenten inesperadamente los costos es tan alto que muchas empresas a menudo se concentran en simplemente permanecer en el negocio en el mercado actual.
Construyendo relaciones con proveedores
Se cree que la industria en su conjunto se encuentra en una curva de aprendizaje, reconstruyendo la base de conocimientos, la cadena de suministro y prácticamente todo lo demás a escala global. Las empresas pueden beneficiarse de quedarse con proveedores específicos que ofrezcan calidad y precio constantes. También es importante saber que habrá un proveedor disponible a largo plazo durante un proyecto de construcción prolongado. Con el tiempo, los proveedores mejorarán, permitiendo a las empresas elegir personalmente a sus proveedores entre un grupo de entidades probadas. La Comisión Nacional Reguladora (NRC) también está presente en los EE. UU. para “prevenir el uso de artículos falsificados, fraudulentos y sospechosos. Sus programas incluyen selecciones cuidadosas de proveedores, supervisión efectiva de los subproveedores y la autoridad para cuestionar el “pedigrí” de una pieza cuando sea necesario”.31 La NRC inspecciona las instalaciones de energía nuclear y los sitios de producción de los proveedores. Difunden información y proporcionan orientación a los intereses nucleares.
Reactores rusos en Singapur y Budapest
En 2012, la Corporación Estatal de Energía Atómica Rosatom (ROSATOM) abrió una oficina de marketing en Singapur. ROSATOM es una corporación estatal rusa sin fines de lucro con sede en Moscú y es el organismo regulador del complejo nuclear de Rusia. Su intención es promover las capacidades nucleares rusas mientras desarrollan negocios en Australia y el Sudeste Asiático. "Los planes de desarrollo de la energía nuclear en el sudeste asiático y Australia implican la construcción de hasta 15 reactores hasta 2030, lo que convierte a esta región en una de las más prometedoras para el desarrollo del negocio de ROSATOM", señaló Alexey Kalinin, director general de ROSATOM Overseas. .”32
Esta parte del mundo utiliza mucha tecnología Westinghouse, pero Rusia obviamente se siente envalentonada para competir con ellos. Algunos sienten que Rusia tal vez no tenga los conocimientos técnicos para operar en Singapur y que la mano de obra calificada que necesitan tal vez no esté disponible allí. Es una situación llave en mano en la que Rusia construiría y operaría los reactores. Singapur paga y Rusia les da energía. ¿Puede Rusia hacer el trabajo más barato que los chinos? Queda por verse. Hasta que los reactores estén completos, será difícil calcular los costos. Se puede especular sobre el precio, pero mientras tanto pueden suceder muchas cosas que alteren las cifras finales.
Más recientemente, los informes indican que Rusia concedió un préstamo de 10 mil millones de euros a Budapest para la ampliación de la instalación de energía nuclear de Hungría Paks. Esto ha provocado acusaciones de que Rusia espera ganar influencia política en la UE con sus acciones. A finales de marzo de 2015, Rusia firmó un acuerdo con Jordania para la construcción de dos reactores de 2.000 mW con un precio de $10 mil millones. Se prevé que estén terminados en 2022. El acuerdo estipulaba que Rusia aceptará los residuos de combustible nuclear generados por los reactores.
Márgenes de seguridad para recipientes de contención
Después de desastres nucleares como los ocurridos en Three Mile Island, Chernobyl y Fukushima, se ha prestado mucha atención a las vasijas de presión de los reactores y a su capacidad para contener la radiactividad en caso de accidente o incidente nuclear. El recipiente a presión generalmente contiene refrigerante del reactor nuclear, el núcleo del reactor y la cubierta del núcleo.
En un reactor de agua en ebullición, debido a la forma en que se controla y debido a que el efecto de la turbina es un circuito de retroalimentación hacia el propio reactor, existe un margen de lanzamiento del 3% en el diseño. Esto significa que solo hay 3% de margen adicional entre el lado del reactor y el generador de turbina que produce la electricidad. Este es un margen grande en comparación con un reactor de agua a presión, que tiene solo un margen de 2% para tolerancias de fabricación y tolerancias de diseño. Para las centrales térmicas ocurre más o menos lo mismo; un margen de diseño de 2% para el ciclo combinado de factor carbón y gas natural. No hay mucho margen de error, por lo que los fabricantes tienen que trabajar en estrecha colaboración y estar bien coordinados por los ingenieros.
“En abril de 2010, arnold gundersen, un ingeniero nuclear... publicó un informe que exploraba un peligro asociado con la posible oxidación del revestimiento de acero de la estructura de contención. En el diseño AP1000, el revestimiento y el hormigón están separados, y si el acero se oxida,... “el diseño expulsaría contaminantes radiactivos y la planta podría entregar una dosis de radiación al público 10 veces mayor que el límite de la NRC”. según Gundersen.”33
Tecnología emergente de advertencia termoacústica
Los reactores nucleares tienen una serie de sistemas de control y detección, pero dentro del núcleo las condiciones son tan radicales que los sensores tradicionales no funcionan. Esto ha impedido que los operadores comprendan exactamente cómo funcionan los núcleos nucleares. Westinghouse y Académicos de la Universidad Estatal de Pensilvania y el Laboratorio Nacional de Idaho. han desarrollado una nueva tecnología que detecta cambios de temperatura y presión, además de la dosis de radiación, con sensores termoacústicos que emiten una frecuencia de “silbido” para alertar a los operadores. Westinghouse está patentando el dispositivo y quiere comercializarlo en 2019.
Esta tecnología cuenta con “sensores de neutrones termoacústicos… en el reactor para monitorear la distribución de energía del núcleo y la distribución de temperatura, eliminando la necesidad de tuberías, cableado y penetraciones en recipientes que se requieren para soportar los instrumentos de vigilancia existentes. Eso reduce los costos asociados con el mantenimiento de dichos equipos… Los operadores de la planta podrán monitorear el núcleo con mucha más precisión, lo que les permitirá producir más electricidad a partir de la misma cantidad de uranio…”34
Los operadores podrán monitorear varias posiciones axiales en los conjuntos combustibles centrales y obtener datos de temperatura y tasa de fisión. Los dispositivos tienen entre 5” y 8” de largo con cámaras de resonancia de diferentes longitudes y cada una tiene una frecuencia diferente, lo que indica a los técnicos áreas problemáticas específicas en la distribución de energía. No se sabe si Westinghouse planea mantener esta tecnología internamente.
El acuerdo entre GE y Alstom espera aprobación
Parece haber una sinergia geográfica entre las dos empresas. GE es históricamente dominante en Estados Unidos y Alstom tiene una gran presencia en Europa. Ambos tienen líneas de productos simbióticas. Los conocedores tienen varias teorías sobre las intenciones de GE al hacer la oferta por Alstom. Algunos no creen que la compra de Alstom tenga como objetivo hacer a GE más competitiva en el mercado de combustibles fósiles. Más bien, creen que GE compró a Alstom para la base de instalación de las turbinas de gas, lo que les permite extrapolar su estrategia de asegurar acuerdos de servicios contractuales. Es probable que GE desee acceder a la incomparable organización de ventas de Alstom. La turbina de vapor de ciclo combinado de Alstom también puede haber atraído a GE. La mayoría no cree que el lado impulsado por carbón haya sido el impulsor de la adquisición de GE.
El enfoque tándem también está funcionando para otros en el sector energético. “Mitsubishi Hitachi Power Systems Americas, Inc.... anunció la integración formal de sus operaciones en América, una culminación de la fusión histórica entre los negocios de sistemas de generación de energía térmica de Mitsubishi Heavy Industries, Ltd. e Hitachi, Ltd. El acuerdo global de empresa conjunta concluyó el 1 de febrero de 2014, ampliando su presencia en las Américas…”35
GE solía controlar el 70% del mercado en Estados Unidos, pero en los últimos tiempos Siemens (Alemania) ha crecido y se ha hecho con parte de esa cuota de mercado. Alstom siempre ha representado una parte bastante pequeña del mercado estadounidense, por lo que cuando se trata de generadores de turbinas, la empresa que puede haber crecido más y haber saturado el mercado de GE es Toshiba. Hace años, Toshiba se propuso vender tantas turbinas de vapor como fuera posible en el mercado de ciclo combinado, por lo que terminaron con cientos de unidades en Estados Unidos.
Hoy en día, se están construyendo muy pocas plantas nuevas en los estados; unas 20 plantas de ciclo combinado al año. GE, Siemens y Mitsubishi tienen las mejores tecnologías y esas tres empresas están compitiendo por suministrar turbinas de gas y vapor para esas plantas. Por supuesto, a Siemens le va muy bien en Europa y controla la mayor cuota de mercado de las nuevas máquinas que se construyen allí. Como se mencionó, Alstom históricamente ha tenido mejores resultados en Europa que en Estados Unidos, pero la adquisición de GE se considera una ganancia potencial para ventas y marketing debido a la fuerza combinada que proporcionará la fusión. Como resultado, Siemens verá más competencia en Europa.
Hace 20 años, la única manera de hacer negocios en China y la India era a través de empresas conjuntas. Actualmente, GE, Alstom y las empresas japonesas tienen proyectos allí. Hay todo tipo de relaciones comerciales diferentes en esa parte del mundo. Algunas empresas obtienen licencias de tecnología de (por ejemplo) GE o Alstom para construir máquinas o componentes. Esa ha sido la estrategia para ingresar a esos mercados desde los años 90, cuando algunos de ellos se abrieron.
Mientras tanto… en Babcock y Wilcox
Babcock y Wilcox son actores importantes en calderas y servicios de calderas y son líderes de la industria en los EE. UU. con sus sistemas de control de calidad del aire SCR y SO2. Según el presidente y director ejecutivo, E. James Ferland, “B&W finalizó 2014 con un trimestre sólido y una cartera de pedidos fortalecida de cara a 2015... El negocio de Operaciones Nucleares tuvo un año récord en 2014 con los mayores ingresos e ingresos operativos de su historia... El segmento de Generación de Energía continuó brindando un mejor desempeño en el cuarto trimestre con fuertes ingresos y reservas internacionales adicionales para plantas de energía renovable y de carbón. Nuestra estrategia para impulsar el crecimiento internacional en el negocio de Generación de Energía está generando los resultados que esperábamos como lo demuestran los tres proyectos anunciados desde diciembre, lo que coloca a este negocio en una sólida posición para la escisión que se producirá a finales de este año."35
Evidentemente B&W tiene liderazgo y su cuota de mercado es muy alta. Son difíciles de vencer cuando ponen sus miras en un trabajo en particular y defienden bien su participación de mercado en Estados Unidos. Con el tiempo, probablemente esperan que la tecnología de su pequeña planta nuclear se convierta en la tecnología que la gente elija, pero esa decisión aún no se ha tomado. Lo más probable es que sigan operando de la misma manera que hasta ahora, ya que muchos piensan que son los mejores en lo que hacen en los Estados Unidos.
¿Una cartera sin turbinas de vapor?
Existen diversas opiniones en la industria sobre la importancia de tener la fabricación de turbinas de vapor en la cartera de negocios de una empresa. Algunos señalan el pequeño tamaño del mercado de calderas nuevas en EE.UU. y dicen que es demasiado tarde para la expansión. Los detractores lamentan la concesión de licencias de tecnologías a otras partes del mundo, creyendo que no tiene sentido ir a la India cuando ese mercado ya está saturado de competidores. Para tener éxito sería necesario encontrar los socios adecuados e incluso entonces podría ser necesario tratar con algunos proveedores de muy bajo costo. Europa es un mercado maduro. Hay actores establecidos allí, pero en general se considera que Europa es más fácil de penetrar que Asia.
Por el contrario, algunos consideran que la fabricación de turbinas de vapor esDe hecho, es un componente importante de una cartera completa. Las turbinas de vapor ocupan el segundo lugar después de las turbinas de gas porque se considera que requieren “alto mantenimiento” y requieren acuerdos de servicio lucrativos. Deben reconstruirse casi anualmente y cada 18 meses requieren una revisión importante de las turbinas de gas. Por lo general, las turbinas de vapor no necesitan ser inspeccionadas durante diez años. No tienen el flujo de ingresos de seguimiento que tienen las turbinas de gas.
Fuentes utilizadas en la creación de este documento:
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2. http://www2.epa.gov/carbon-pollution-standards
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10. 2069971http://cleantechnica.com/2015/03/25/cost-of-solar-pv-will-fall-to-2-centskwh-in-2050-says-fraunhofer-study/
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