Étude de marché mondiale sur l’énergie : des solutions supercritiques pour notre avenir énergétique

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The energy demands of a growing world never cease. Unfortunately, past ways of providing power, particularly coal, are becoming less viable due to increased regulation centered on environmental concerns and human health protection. The coal plants of the past are entering obsolescence as the world turns to shale gas extraction and clean power sources such as solar, wind, and geothermal to meet the global energy needs of tomorrow. Combined cycle technologies are replacing coal-fired plants, creating profitable markets for gas and steam turbines. Meanwhile, we improve existing technologies and uncover new and exciting ways of providing the power sources that will energize the 21^St Siècle.

Le charbon est-il mort ? Loin de là. La Chine, l’Inde et d’autres régions émergentes ont besoin de charbon économique pour alimenter leur rythme de développement rapide, et les nouvelles technologies de charbon propre sont capables de fournir de l’énergie plus efficacement et avec moins d’impact environnemental. La prolifération des centrales CCGT et la réémergence de la production d'énergie nucléaire, après Fukushima, ont créé une demande croissante de turbines à vapeur et à gaz. Nouvelle analyse de Frost & Sullivan, Marchés mondiaux des turbines à gaz et à vapeur, finds that the market earned revenues of $32.51 billion in 2013 and estimates this to reach $43.49 billion in 2020.₁ Les énergies renouvelables sont la voie de l’avenir, mais les sources d’énergie telles que l’énergie éolienne et solaire sont encore incapables de fournir la quantité d’électricité nécessaire à un monde avide d’énergie.

In this report SIS International Research endeavors to uncover evolving energy trends from a power equipment manufacturer’s point-of-view, particularly with regards to coal consumption. We’ll examine global micro-trends related to supercritical, ultra super critical and advanced super critical steam generators. We’ll also factor in climate change, industrial consolidation, and government policies on the evolution of the energy equipment industry. Our C.I Team recently held in-depth discussions with many key figures inside the power industry to gauge their views on our global energy future as they see it. 

Quels facteurs influencent le plus le secteur de l’énergie ?

L’ère de la production d’électricité à partir du charbon a connu un déclin constant ces dernières années. Dans le passé, le charbon représentait environ 551 TP3T du marché américain. Aujourd’hui, ce chiffre pourrait être inférieur à 45%. Les nouvelles réglementations liées aux émissions de CO2 et à la combustion de combustibles fossiles ont eu un impact prononcé sur l'industrie du charbon et certaines centrales au charbon sont tout simplement devenues trop coûteuses à exploiter. En juin 2014, l’EPA a présenté un plan pour une énergie propre conçu pour « maintenir un système énergétique abordable et fiable, tout en réduisant la pollution et en protégeant notre santé et notre environnement ». ₂ The Clean Power Plan mandates that plants that burn fossil fuels must cut their carbon emissions by 30% in an attempt to slow climate change. Opponents of the plan fear that it could ultimately lead to job layoffs and plant closures.

Utilities today are questioning the comparative value of retrofitting older plants with expensive air-quality control systems to keep them compliant, versus installing new gas-fired combined cycle plants. They are finding that the old plants are not cost-competitive when the price of natural gas is $2 to $3 per million BTU. Uncertainty about regulations and the future direction of energy consumption has created ambivalence in the energy sector, especially with President Obama being particularly vocal about the downside of coal. Some in the industry feel power providers will wait to see who takes the White House in 2016 before they make plans or continue changing the way they generate power.

Still others feel a broader paradigm shift will need to occur, possibly related to electric vehicles and the energy demand they would create for lithium-ion production or hydrogen cell manufacturing. Ultimately, momentum is swinging away from oil and gas-powered cars. It is a slow transition because gasoline, despite its environmental liabilities, has been a tremendously useful transportation fuel.

Les réglementations fédérales créent beaucoup d’incertitude

Les États-Unis connaissent actuellement un ralentissement des commandes pour la modernisation des centrales à charbon, principalement en raison des réglementations fédérales. L’incertitude omniprésente concernant les politiques énergétiques fédérales fait que les entreprises hésitent à investir dans la technologie du cycle combiné, malgré ses promesses. Après Fukushima, cette hésitation s’étend également au secteur nucléaire. Les énergies renouvelables sont encore incapables de produire suffisamment d’électricité pour répondre à la demande mondiale, de sorte qu’une réduction de 30% de l’utilisation des combustibles fossiles d’ici 2030 semble peu probable.

L’Association nationale des agences de l’air pur soutient les réglementations proposées, mais a averti que « les défis en matière de réglementation et de ressources qui nous attendent sont redoutables ».₃ Comme on pouvait s’y attendre, les opinions sont souvent divisées selon des lignes politiques : de nombreux législateurs progressistes et soucieux de l’environnement louent les mandats tandis que les conservateurs déplorent la perte potentielle de revenus et d’emplois. 

Regardless of these opinions, it would seem evident that coal will rebound in one form or another to augment nuclear power, renewables, natural gas, and combined cycle; all in the interest of meeting global energy demands. 15 years ago there was a push towards combined cycle natural gas-fired plants, so there were a good deal of steam turbine and gas applications. Some cite the Enron fiasco of 2001 as a catalyst for the subsequent build-out of modernized coal plants with new steam turbine equipment and boilers. There has also been a significant modernization of steam cycles for nuclear plants as utilities try to get as much as they can from their existing thermal energy and steam cycle capabilities, but more capacity will be required. Investors are waiting to see if the industry migrates away from central generation to distributed localized smaller packaged gas turbines or fuel cells.

Même avec les technologies de captage du carbone, l’avenir de la production de charbon aux États-Unis est en pleine évolution et beaucoup pourrait dépendre de la direction que souffleront les vents politiques en 2016. Un initié a suggéré qu’il ne restait que 200 à 250 gigawatts de charbon. Les solutions énergétiques concurrentes telles que le gaz naturel et les énergies renouvelables finiront par freiner la demande de générateurs de vapeur aux États-Unis, mais de nombreuses régions et pays émergents pourraient se tourner vers le charbon comme option énergétique peu coûteuse dans les années à venir.

La Chine Éveil environnemental Conscience

« Les législateurs chinois ont adopté les premiers amendements à la loi nationale sur la protection de l'environnement depuis 25 ans, promettant des pouvoirs plus étendus aux autorités environnementales et des sanctions plus sévères pour les pollueurs. Les amendements… permettront aux autorités de détenir les chefs d’entreprise pendant 15 jours s’ils ne complètent pas les évaluations d’impact environnemental ou ignorent les avertissements visant à arrêter de polluer.

La Chine est de plus en plus consciente des préoccupations environnementales et utilisera désormais les technologies les plus efficaces pour faire face aux contraintes climatologiques. Ils développent rapidement leurs infrastructures pour alimenter le réseau le plus rapidement possible, ce qui nécessite de continuer à recourir aux centrales au charbon à court terme. Au cours de la dernière décennie, les services publics chinois ont acheté beaucoup de matériaux pour les turbines à vapeur, tels que des épurateurs qui éliminent le dioxyde de soufre et l'azote. Il est prévu qu’ils devront continuer à développer davantage d’usines et de technologies supercritiques pour accroître l’efficacité. 

Les Chinois construiront davantage de centrales nucléaires au fil du temps et abandonneront lentement la solution provisoire consistant à produire de l’énergie à partir du charbon. Au cours des 25 prochaines années, ils poursuivront résolument leur objectif de satisfaire jusqu’à 50% de leur demande d’électricité grâce à l’énergie nucléaire. Cela présentera de bonnes opportunités pour les équipementiers qui peuvent aider la Chine à atteindre cet objectif de capacité à l'avenir. Comme les États-Unis, ils trouveront et utiliseront davantage de gaz naturel en développant leurs activités de fracturation hydraulique. En fin de compte, le gaz naturel et l'énergie nucléaire réduiront la dépendance actuelle de la Chine à l'égard des centrales électriques au charbon.

L’effet mondial du gaz de schiste sur le développement des centrales au charbon

En Amérique du Nord comme en Chine, les réglementations environnementales façonnent l’avenir de la production énergétique. Le boom du gaz de schiste a également incité les services publics à convertir leurs centrales au charbon au gaz ou à construire des centrales à charbon. nouveau installations alimentées au gaz. Cependant, le prix du forage du gaz naturel, associé au faible prix du pétrole, pose des problèmes au secteur gazier. Selon Bloomberg New Energy Finance,  « Même si le prix du brut augmente légèrement et se stabilise à $75 le baril – ce que Goldman Sachs pensait autrefois – 19 des réserves de schiste du pays ne sera plus rentable.

À l’échelle mondiale, la production d’électricité à partir du charbon continue d’augmenter, bien qu’à un rythme plus lent que les années précédentes. L’Inde et la Chine considèrent toujours le charbon comme une source d’énergie bon marché et ces deux pays émergents offrent aux fabricants d’équipements une réelle opportunité de profit. Au cours des 20 prochaines années, l’Inde devrait ajouter 150 GW supplémentaires d’électricité alimentée au charbon.

Les voies européennes vers l’approvisionnement énergétique        

Il n’existe pas de consensus définitif entre les nations européennes lorsqu’il s’agit de répondre aux futures demandes énergétiques. Chaque pays de l’UE doit faire face à des défis énergétiques uniques, tant sur le plan économique qu’environnemental. La plupart des pays européens s’opposent à la poursuite du développement de centrales électriques au charbon. Dans le même temps, l'Europe tente de « fermer » ses centrales nucléaires à la suite de la catastrophe nucléaire de Fukushima. Malheureusement, les sources d'énergie renouvelables ne suffiront pas à elles seules à répondre aux besoins énergétiques des pays européens, comme l'a souligné récemment Joachim Knebel, scientifique en chef du prestigieux Institut de technologie de Karlsruhe en Allemagne, lorsqu'il a déclaré : « Il est facile de dire : « Optons pour les énergies renouvelables ». et je suis sûr que nous pourrons un jour nous passer du nucléaire, mais c'est trop brusque.»₆

L’Allemagne a l’intention de supprimer progressivement les centrales nucléaires d’ici 2022. Pour combler ce vide, elle a acheté une quantité considérable de technologies de production d’énergie solaire et verte et espère augmenter sa production éolienne avec des installations de gaz naturel à cycle combiné. En l’absence d’une production significative d’énergie à base de charbon ou d’énergie nucléaire, les tarifs des services publics en Allemagne ont grimpé en flèche. Il existe également des informations contradictoires et controversées selon lesquelles l'Allemagne importerait de l'énergie nucléaire de France et/ou de République tchèque. Dans l’incapacité de produire suffisamment d’électricité à partir d’énergies renouvelables, la pression s’accentue pour utiliser davantage le charbon et l’énergie nucléaire. Seul le temps nous dira comment l’histoire se déroule en Allemagne. Les initiés de l’industrie estiment qu’il faudra peut-être encore 10 ans avant que de véritables solutions ne soient trouvées. La plupart des experts estiment que la France et l'Allemagne continueront à ajouter davantage de centrales à cycle combiné dans les années à venir.

La Grande-Bretagne utilise encore beaucoup de gaz et de pétrole provenant de la mer du Nord. Cependant, comme la plupart des pays de l’UE, elle n’a pas accès à ce que les Américains appelleraient du gaz naturel bon marché. Parce que la Grande-Bretagne ne connaît pas la croissance que connaissent d’autres régions du monde, elle peut simplement éliminer certaines des plus anciennes centrales au charbon parce qu’elle n’a pas faim de plus d’énergie électrique. À ce stade, ils sont principalement motivés par des préoccupations environnementales et de sécurité.

La dépendance énergétique de l’Europe vis-à-vis de la Russie

« L’année dernière, la Russie a coupé le gaz à l’Ukraine en raison d’un différend concernant des factures impayées. Les flux de gaz ont repris après qu'un accord ait été négocié par la Commission (européenne), qui a tout intérêt à garantir l'approvisionnement de l'Ukraine, car il s'agit de la principale voie de transit du gaz russe vers l'Union européenne. L’UE s’efforce de réduire sa dépendance à l’égard du gaz russe, qui représente environ 30 pour cent de son approvisionnement, et développe une route connue sous le nom de Corridor Sud pour acheminer du gaz azéri ainsi que du carburant provenant d’autres fournisseurs non russes.₇

L’Europe dépend fortement de la Russie pour son approvisionnement en gaz naturel. Ils ne bénéficient pas d’un approvisionnement en gaz naturel bon marché comme celui des États-Unis ; ainsi, les prix y sont trois à quatre fois plus élevés. Les nations européennes continueront à rechercher des fournisseurs d'énergie alternatifs afin de retirer à la Russie l'influence qu'elle a sur leurs transactions énergétiques. La plupart estiment qu’ils continueront d’éviter les centrales au charbon de manière significative et continueront de se tourner vers les énergies renouvelables comme leur future source d’énergie.

En mars 2015, Bloomberg.com a rapporté que les prix du charbon européen ont chuté à leur plus bas niveau en sept ans en raison d'un excès mondial de carburant alors que les gouvernements du monde continuent de s'éloigner de la combustion des combustibles fossiles. Le ralentissement de la demande de charbon en provenance de Chine, le plus gros consommateur, est considéré comme une des principales raisons de la baisse des prix.

rt.com

Les conséquences de Fukushima sur l’énergie nucléaire mondiale Production

« Autrefois l'un des plus grands producteurs mondiaux d'électricité d'origine nucléaire, le Japon s'est fortement appuyé sur les combustibles fossiles à la suite de la fusion de Fukushima Dai-ichi et de l'arrêt ultérieur du parc nucléaire du pays. En 2013, lorsque la quasi-totalité du parc nucléaire japonais a été arrêtée, plus de 861 TP3T du mix de production japonais étaient composés de combustibles fossiles. En 2014, la production nucléaire du Japon était nulle. Le gouvernement japonais prévoit de mettre en service quelques installations nucléaires en 2015. »₈

Les Japonais sont naturellement préoccupés par la sécurité publique à l’avenir. Malheureusement, ils dépendent fortement de la production d’énergie nucléaire pour leur production d’électricité, malgré les efforts récents visant à accroître les capacités d’énergie solaire et éolienne. Au lendemain de Fukushima, le Japon avait l’intention d’arrêter complètement son programme nucléaire et de se tourner vers d’autres sources de production d’électricité. Cependant, des études plus approfondies ont montré qu’il n’est pas économiquement réalisable pour eux de renoncer complètement au nucléaire.

À mesure que les centrales nucléaires japonaises seront de nouveau opérationnelles, elles modifieront la conception des centrales pour éviter de futures catastrophes. Les installations plus récentes seront plus passives et plus sûres. Le Westinghouse AP1000 est un réacteur conçu pour résister à des catastrophes comme celle à laquelle Fukushima a récemment été confrontée. Bien qu’il ne soit pas rentable pour le Japon de construire de nouvelles centrales électriques au charbon ou des installations au gaz, le Japon et l’Allemagne ont joué un rôle déterminant dans le développement de technologies de combustion du charbon supercritique et ultra supercritique afin de rendre le processus moins coûteux et plus compétitif.

La réforme du système électrique du Japon

Après Fukushima, le Cabinet japonais a créé la politique de réforme du système électrique en avril 2013. Cette politique à trois niveaux se concentre sur l'élargissement de l'exploitation des réseaux électriques étendus, la libéralisation des marchés de détail et de la production d'électricité, et les projets de loi de séparation structurelle juridique pour révision de la loi sur le secteur de l'électricité, qui sera présentée à la Diète en 2015.

La politique de réforme du système électrique sépare les services publics de la distribution d'électricité et crée un type de marché très différent de celui des États-Unis. Dans l'intérêt de stabiliser les infrastructures énergétiques du pays après Fukushima, le gouvernement japonais a imposé des réglementations opérationnelles strictes aux compagnies d'électricité au lieu de permettre à ces entités de se faire concurrence. À l'heure actuelle, la Tokyo Electric Power Company et la Kansai Power Company fournissent près de 981 TP3T de l'électricité du Japon. L’accès à leurs lignes de transport est difficile et rend l’entrée sur le marché extrêmement difficile pour les nouvelles entreprises.

Aux États-Unis, les nouveaux producteurs d’électricité peuvent installer une nouvelle centrale et les services publics sont souvent obligés d’acheter de l’électricité moins chère que celle qu’ils peuvent produire eux-mêmes. Comme toujours, il y a de nombreux débats parmi les politiciens, le secteur de l’énergie et le public sur les mérites relatifs de la réglementation par rapport à la déréglementation du secteur de l’électricité. Dans ce cas, le secteur de l’énergie est un domaine où l’intervention gouvernementale peut être utile en fournissant les milliards de dollars nécessaires pour capitaliser et créer le type de projets à grande échelle capables de fournir de l’énergie à des millions de personnes.

À l’avenir, le Japon pourrait s’orienter vers la technologie du gaz naturel et du cycle combiné, en utilisant des turbines pour produire de l’électricité. Le Pays du Soleil Levant est confronté à des défis géographiques uniques qui sont pris en compte dans ses stratégies et ses décisions en matière énergétique. Il reste à voir comment la réglementation de la production, du transport et de la distribution affectera les perspectives du Japon dans les années à venir. Des réglementations similaires ont été mises en œuvre en Californie avec des résultats mitigés. Certains grands services publics ont été contraints de vendre leurs actifs de transport et de distribution, créant une situation de tension avec Pacific Gas and Electric, San Diego Gas and Electric et Southern California Edison.

La Chine et l’Inde maintiennent leurs ambitions nucléaires

L’accident nucléaire de Fukushima en 2011 a paralysé les projets de construction massive de l’industrie nucléaire. Depuis lors, cependant, de nombreux pays adoptent à nouveau l’énergie nucléaire comme moyen de création d’énergie encore viable et nécessaire au 21.^St Siècle. L'agence de presse Xinhua rapporte que le Conseil d'État chinois vient de donner son feu vert à deux nouveaux réacteurs dans l'installation de Hongyanhe du General Nuclear Power Group. Les deux unités sont conçues par la China General Nuclear Power Company (CGNPC). La Chine augmentera sa capacité nucléaire jusqu'à 58 GW d'ici 2020, selon le National Business Daily. Actuellement, 25 réacteurs nucléaires sont en construction en Chine. Certains prévoient que jusqu'à 200 réacteurs pourraient y être construits dans les 20 prochaines années.

En Inde, des négociations ont eu lieu avec les intérêts nucléaires américains concernant la construction future de centrales nucléaires, mais les responsables de l'entreprise sont réticents à révéler des détails précis. Il a été rapporté que « le gouvernement indien prévoit de tripler la capacité nationale de production d’énergie nucléaire d’ici 2020-2021. »₉ Indépendamment des ambitions nucléaires de l'Inde ou de ses considérations environnementales, l'Inde continue de construire des centrales au charbon dont elle a besoin pour des raisons économiques. Ils ajouteront activement la production d'électricité au charbon tout en continuant à étudier les moyens de réduire la quantité de pollution qu'ils vont produire. Même s’ils utilisent du gaz naturel, il est peu probable qu’ils s’en servent uniquement, à moins que cela ne soit absolument essentiel.

Gaz de schiste, Fukushima et la politique nucléaire américaine

Les politiques nucléaires aux États-Unis ont certainement été plus influencées par l’avènement de la production de gaz de schiste que par les « retombées » industrielles de Fukushima. Avec une électricité produite au gaz disponible à moins de $20 par heure, il n’y a actuellement pas beaucoup d’incitation à se lancer dans le nucléaire. Il semble également que le prix du gaz naturel restera bas dans un avenir proche. Cela ne veut pas dire que les services publics ne souhaitent pas avoir l’énergie nucléaire dans leur portefeuille, mais les avantages ne valent pas le risque actuellement. À l’heure actuelle, les technologies à cycle combiné offrent les meilleures marges bénéficiaires aux services publics et aux actionnaires. La production de gaz naturel continuera de ralentir la construction nucléaire aux États-Unis, mais elle va proliférer dans d’autres régions du monde.

La pénétration continue du marché des énergies renouvelables

Alors que les centrales au charbon et l’énergie nucléaire sont attaquées pour des raisons de sécurité et d’environnement, l’intérêt croissant pour les sources d’énergie renouvelables a mis un nouvel accent sur les sources d’énergie éolienne, solaire, biomasse, géothermique et hydroélectrique. Bien entendu, chacun d’eux a ses inconvénients et ses limites actuelles. L’Europe a ouvert la voie dans la mise en œuvre de technologies énergétiques vertes, mais les énergies renouvelables sont actuellement incapables de produire de l’énergie comme le font le charbon et le nucléaire. Malgré les inquiétudes en matière de sécurité soulevées par Fukushima, le nucléaire fera certainement partie de la solution énergétique mondiale à long terme.

De nombreux travaux ont été réalisés pour obtenir un véritable « charbon propre ». Pourtant, les partisans de l’énergie verte estiment que la vie ne peut pas être maintenue en libérant continuellement des oxydes de soufre et d’autres polluants dans l’air. Le charbon est facilement disponible et peu coûteux, ce qui en fait une alternative nécessaire pour les pays en développement, mais la tendance actuelle vers le gaz naturel et les énergies renouvelables montre que les choses pourraient être mauvaises pour le charbon à long terme. Alors que le débat politique se poursuit sur le changement climatique, la tendance vers les énergies renouvelables et les sources d’énergie plus propres est en marche. Le gouvernement fédéral a offert de nombreuses incitations fiscales administrées par l'IRS aux entreprises dans le but d'encourager le déploiement de projets d'énergie renouvelable, notamment le crédit d'impôt pour la production d'électricité renouvelable (PTC) et le crédit d'impôt pour l'investissement énergétique des entreprises (ITC).

Des rapports faisant surface affirment que les progrès rapides des capacités solaires photovoltaïques pourraient bientôt faire dérailler le boom du gaz de schiste. « Dans quelques années, les centrales solaires fourniront l’énergie la moins chère disponible dans de nombreuses régions du monde. D’ici 2025, le coût de production d’électricité en Europe centrale et méridionale sera tombé entre 4 et 6 centimes par kilowattheure, et d’ici 2050, entre 2 et 4 centimes.» Telles sont les principales conclusions d’une étude de l’Institut Fraunhofer pour les systèmes d’énergie solaire commandée par le groupe de réflexion allemand Agora Energiewende.»₁₀

Le nucléaire, le charbon et le plan pour une énergie propre

L’impact de la catastrophe nucléaire de Fukushima Daiichi en 2011 ne peut être sous-estimé. Certains pays comme l’Allemagne ont immédiatement décrété un moratoire sur le développement futur du nucléaire. Cependant, ces pays ont constaté que combler le déficit de capacité sans l’énergie atomique n’est pas une mince affaire. Lentement, la construction de nouvelles usines s’accélère en Ukraine, en Bulgarie, en Chine, aux États-Unis, en Grande-Bretagne et ailleurs.  La dépendance de l'Europe à l'égard du gaz naturel russe suscite également un regain d'intérêt pour l'énergie nucléaire et la biomasse sur le continent, car les problèmes politiques et économiques ont rendu l'approvisionnement en gaz peu fiable et économiquement irréalisable.

Il existe actuellement une demande d’innovation dans l’industrie nucléaire. Pour cela, des réacteurs de quatrième génération sont en cours de développement et plusieurs entreprises travaillent sur de petits réacteurs modulaires qui pourraient bien être la vague du futur. Même si Fukushima a peut-être ralenti temporairement les choses dans le secteur nucléaire, plus d’argent a été dépensé en recherche et développement au sein de l’industrie nucléaire au cours des cinq dernières années qu’au cours des trois dernières décennies.

Lors de la Conférence des Nations Unies sur les changements climatiques à Copenhague en 2009, les États-Unis ont convenu de réduire leurs émissions de gaz à effet de serre à 17% en dessous des niveaux de 2005 d'ici 2020. Alors que les services publics s'efforcent de répondre aux exigences de la Plan d’énergie propre, de nouvelles centrales nucléaires sont en construction aux États-Unis et d’autres sont prévues à l’avenir, pour combler le déficit énergétique laissé par la suppression progressive des centrales électriques au charbon. « Selon les prévisions de l'Agence américaine de protection de l'environnement (EPA), près de 50 GW d'arrêts de production de charbon de base pourraient avoir lieu entre 2016 et 2020 en raison du plan d'énergie propre proposé par l'agence. Ces retraits attendus s'ajoutent aux près de 70 GW de production à partir de combustibles fossiles qui, selon l'EPA, ont pris leur retraite ou le seront au cours de cette décennie en raison d'autres réglementations de l'EPA. Au total, plus de 120 GW de capacité installée, soit environ 33 pour cent de toute la production de charbon, devraient être mis hors service d’ici 2020, ce qui représente suffisamment d’électricité pour alimenter 60 millions de foyers. »₁₁

Facteurs de rénovation des centrales au charbon

De l’intérieur, les services publics ont une double motivation lorsqu’il s’agit de décider quoi faire des centrales au charbon existantes. Le Clean Power Plan vise une réduction de 30% de l’empreinte carbone des États-Unis d’ici 2030 et appelle les États à inhiber considérablement la production de gaz à effet de serre. À cette fin, les centrales au charbon doivent être fermées ou rénovées. "Les États devront présenter au moins un plan initial d'ici le 30 juin 2016, mais ils sont autorisés à choisir parmi une variété de méthodes, allant de l'expansion de l'utilisation des énergies renouvelables à la mise en place de systèmes d'échange de droits d'émission de carbone fondés sur le marché."₁₂ De nombreux États pourraient envisager de travailler avec leurs groupes de réglementation de la qualité des soins pour obtenir leur plan dans l’intérêt d’obtenir un compromis. Ils espèrent être autorisés à construire des installations de gaz naturel s’ils acceptent d’abandonner le charbon. C'est une tendance claire qui se dessine.

Dans de nombreux cas, les centrales au charbon peuvent être rénovées avec de nouvelles technologies de charbon propre, mais ce processus est souvent d'un coût prohibitif, ce qui conduit les entreprises à construire des installations entièrement nouvelles. L’EPA est certainement l’un des plus puissants moteurs de changement au sein du gouvernement américain et, à mesure que ses règles deviennent plus strictes, ils continueront à exclure le charbon de l’équation énergétique globale. Pourtant, il est indéniable que les énergies renouvelables ne sont pas encore au point dans leur capacité à répondre à la demande énergétique mondiale. Beaucoup pensent que l’EPA est le principal moteur et catalyseur du changement, obligeant la plupart des entreprises à considérer le gaz naturel ou l’énergie nucléaire comme alternatives.

La production d’énergie nucléaire est coûteuse et présente des risques pour la sécurité publique, comme l’a récemment souligné l’accident nucléaire de Fukushima. Les services publics souhaitent conserver l’énergie nucléaire dans leur portefeuille afin de maintenir une certaine diversité de combustibles à l’avenir. La production de gaz de schiste a été très lucrative, mais certains considèrent que les infrastructures nécessaires au transport du gaz naturel sont limitées. À long terme, le charbon pourrait disparaître à moins qu’une technologie efficace de captage du carbone ne puisse être véritablement actualisée. À l’heure actuelle, cela n’est pas encore réalisable commercialement dans une centrale électrique à grande échelle et les projets de démonstration n’ont pas été particulièrement réussis.

À l’échelle internationale, les fabricants et les concepteurs considèrent la proximité comme un facteur majeur pour remporter de nouveaux contrats. Pour que les entreprises réussissent dans des pays comme la Chine et l’Inde, elles doivent avoir des bases sur le terrain. Mais ces pays ne souhaitent pas se contenter d’importer de l’énergie ; ils veulent le créer pour eux-mêmes, c'est pourquoi les fabricants réalisent l'importance d'ouvrir des divisions et des opérations sur de grands marchés où les clients sont intéressés à en devenir propriétaires.

D'un point de vue technique, tout ce qui est nucléaire dépend de la politique gouvernementale qui détermine les facteurs critiques de sécurité. Des entreprises comme Areva, Westinghouse, Babcock et Wilcox, Adams Atomic doivent prouver la sécurité de leurs produits. Le DOE soutiendra financièrement les projets qu'il juge intéressants, et un financement public supplémentaire de $25 millions sera certainement utile en matière de recherche sur les réacteurs.

Les petits réacteurs modulaires offrent de nouvelles solutions énergétiques

« Les concepteurs de réacteurs développent un certain nombre de modèles de petits réacteurs à eau légère (REL) et non-REL utilisant des solutions innovantes aux problèmes techniques liés à l'énergie nucléaire. Ces conceptions pourraient être utilisées pour produire de l'électricité dans des zones isolées ou pour produire de la chaleur industrielle à haute température à des fins industrielles… La Commission de réglementation nucléaire des États-Unis (NRC) s'attend à recevoir des demandes d'examen et d'approbation par le personnel du 10 CFR lié aux petits réacteurs modulaires (SMR). Demandes de la partie 52 dès fin 2015. »₁₃

Certains petits pays comme la Malaisie et l'Indonésie ne disposent pas de l'infrastructure de réseau de transmission ni de l'espace nécessaire pour soutenir des installations nucléaires à grande échelle. Les SMR (petits réacteurs modulaires) offrent une solution pratique dans de telles situations. Les SMR pourraient également aider la Grande-Bretagne à respecter ses engagements en matière de réduction des émissions de carbone et à augmenter la capacité de son réseau. De nouveaux modèles de SMR sont également déployés aux États-Unis, au Japon et dans de nombreux pays en développement à travers le monde.

De nombreux acteurs de l'industrie sont plutôt optimistes quant à l'avenir des SMR. Différentes versions sont utilisées dans l'industrie nucléaire depuis un certain temps et plusieurs sociétés telles que New Scale et SCAMU travaillent actuellement à leur développement dans le but d'obtenir une licence d'ici 2020. La prochaine étape consisterait à trouver des clients prêts à acheter eux. Les SMR sont construits sous forme modulaire dans une usine et sont transportés jusqu'à leur site de déploiement. Bien qu'ils offrent une facilité d'utilisation et une conception compacte, une maintenance et des mesures de sécurité élevées sont toujours nécessaire.

Gestion des déchets nucléaires et Yucca Mountain

Un initié a qualifié la gestion des déchets nucléaires aux États-Unis de « gâchis » et a imputé la responsabilité à la politique. Il est vrai que la rancœur typique de droite et de gauche a empêché la décision concernant la création d’un site d’élimination centralisé. Aujourd'hui, la plupart des services publics stockent leurs déchets à sec sur leurs propres sites, car il n'existe pas de dépôt national spécifié pour l'élimination des déchets nucléaires. La montagne Yucca au Nevada a longtemps été considérée comme un site privilégié pour un tel dépôt, mais la résistance publique et politique au projet l'a maintenu inopérant jusqu'à présent. La majorité des citoyens du Nevada s'opposent au site pour des raisons de sécurité telles que l'émission de radiations ; ceci malgré les assurances selon lesquelles toute exposition à la radioactivité se situerait bien dans les limites de sécurité établies.

En août 2013, le Cour d'appel des États-Unis pour le district de Columbia a ordonné le Commission de réglementation nucléaire « d'approuver ou de rejeter la demande du ministère de l'Énergie pour [le] site de stockage de déchets jamais achevé à Yucca Mountain, au Nevada ».  L'avis du tribunal a déclaré que le NRC « faisait simplement fi de la loi » dans son action précédente pour permettre au Administration Obama de poursuivre les projets de fermeture du site de déchets proposé puisqu'une loi fédérale désignant Yucca Mountain comme dépôt de déchets nucléaires du pays reste en vigueur.

Acteurs majeurs de la fabrication de turbines

Les générateurs et moteurs à turbine devraient générer $162 milliards de ventes sur le marché mondial en 2016. Cela reflète une augmentation annuelle de 6,4%. Le secteur en plus forte croissance est celui des éoliennes. Une demande croissante de turbines à gaz est également évidente sur le marché international. 

GE, Siemens, Alstom, Mitsubishi, Hitachi et Solair dominent aujourd'hui l'industrie de la fabrication de turbines. Ces entreprises dominent la concurrence en matière de gaz, de vapeur, de turbines et de chaudières. GE est censé détenir une plus grande part de marché des turbines à gaz. Leur projet d'achat d'Alstom SA, pour 1 400 000 milliards de dollars, inclut l'activité très réputée de turbines à gaz pour poids lourds de cette société.  En combinant le nucléaire, le charbon, la turbine à gaz ou l'hydroélectricité, GE devrait produire environ 251 TP3T de l'énergie mondiale. Si elle se concrétise, la fusion de GE et d'Alstom changera certainement la face de la part de marché et élargira la présence internationale de GE.

Jeter une clé dans les travaux, "La Commission européenne va mener une enquête « approfondie » sur la fusion GE-Alstom afin d'évaluer si elle enfreint les règles de concurrence. L'enquête durera 90 jours et une décision finale est attendue le 6 août 2015. »₁₅ La Commission a exprimé ses inquiétudes quant au fait qu'une diminution du champ de concurrence dans le secteur des turbines à gaz pourrait entraîner une augmentation des prix, une diminution de l'innovation et une réduction des options offertes aux clients.

Pendant ce temps, en 2014, Mitsubishi et Hitachi ont fusionné pour former Mitsubishi Hitachi Power Systems, Ltd. (MHPS).  "First announced on November 29, 2012, the two firms have transferred their respective global thermal power generation operations into a new joint venture through a company split where MHI now holds a 65% equity interest and Hitachi holds 35% in the new merged entity.”₁₆ La fusion offre aux deux sociétés un portefeuille plus large de produits énergétiques et de solutions disponibles.

Dans le secteur mondial des turbines à vapeur, Siemens détient une part de marché de 4% en termes de ventes annuelles. Les plus grands intérêts dans la vapeur sont Bharat Heavy Electricals of India (BHEL) avec 18%, Toshiba avec 10% et Harbin Electric de Chine avec 7%. En évaluant les chiffres de ventes de 2015, le directeur général de Siemens, Joe Kaeser, a déclaré que les besoins en gaz et en électricité "un concept plus global pour revenir aux marges historiques à plus long terme."

L'envie de fusionner

La China Power Investment Corporation serait en train de fusionner avec la société nationale de technologie nucléaire. Dans le même temps, la China National Nuclear Power Corporation fusionne avec la China General Nuclear Power. Ces fusions devraient donner à ces entités la solidité financière nécessaire pour se mondialiser. Aux États-Unis, le DOE soutient certains prêts destinés à la construction de nouvelles centrales nucléaires, mais la Chine a besoin de solidité financière pour s’imposer sur le marché mondial. La Chine espère devenir compétitive et, à terme, diriger l’industrie nucléaire à l’échelle mondiale à mesure qu’elle construit davantage de réacteurs et acquiert davantage de technologies. Ils dépensent plus pour le nucléaire que n’importe quel autre pays au monde. Basé aux États-Unis  Progress Energy a fusionné avec Duke Energy en 2012, faisant de Duke Energy le plus grand service public d'électricité du pays lorsque la capacité de production, le nombre de clients et la capitalisation boursière sont pris en compte.

L'AB1000, les EBWR et les perspectives nucléaires

Le réacteur expérimental à eau bouillante (EBWR) de General Electric est en cours de création pour des applications nucléaires et sa conception aurait bien progressé et devrait être bientôt prêt pour la commercialisation.   

Le leader actuel de l'industrie est un réacteur conçu par Westinghouse dans les années 80 et qui s'appelait à l'origine AP600. Cette unité a été agrandie et a finalement été nommée AP1000. Ceux-ci sont construits à Savannah, en Géorgie, en tandem avec CB&I (Chicago Bridge and Iron). L'AP1000 est un réacteur à eau sous pression qui intègre un EBWR de style ancien conçu par GE qui nécessite une puissance supplémentaire pour entretenir ses systèmes de refroidissement et arrêter le réacteur en cas de problème. En ce qui concerne l'incident nucléaire de Fukushima, les techniciens n'avaient pas d'alimentation de secours provenant de générateurs diesel. Pour cette raison, ils n’ont pas pu refroidir l’usine et un désastre s’est ensuivi.

La conception Westinghouse AP1000 comprend un système passif qui utilise la gravité et la convection thermique pour arrêter l'usine même en l'absence d'alimentation externe disponible. Les unités actuellement construites par Southern Company sont les premières construites aux États-Unis depuis 30 ans et sont considérées comme « Fukushima Proof ».

Parallèlement, Toshiba construit un générateur à turbine à vapeur très compétitif en termes d'efficacité dans l'utilisation d'une source de vapeur nucléaire. Westinghouse et Toshiba s'affronteront sur le marché pour promouvoir leurs réacteurs. Certains estiment que Westinghouse a l'avantage grâce à une conception supérieure de réacteur à eau et une avance significative en termes de commandes remportées aux niveaux national et international. Ils ont fait beaucoup plus d'ingénierie avancée et de standardisation de la conception afin que la demande de licence d'exploitation soit plus simple et moins coûteuse ; quelque chose qui a séduit la State Nuclear Power Technology Corp (SNPTC) de Chine.

Les deux sociétés se rendent au Royaume-Uni, en Bulgarie, en Chine et en Inde ; pratiquement partout où ils le peuvent pour vendre les réacteurs AP1000 ou EDWR. Bien sûr, pendant de nombreuses années, l'activité nucléaire de Toshiba a été l'élément clé de l'entreprise jusqu'à ce que Fukushima ferme tous ses réacteurs nucléaires nationaux, dont beaucoup n'ont pas été redémarrés. C’est toujours un élément très fort de l’entreprise, pas tant d’un point de vue commercial que culturel. Ils continueront d'être fortement soutenus par la haute direction de Toshiba. Il s’agit d’un moment crucial pour l’industrie électronucléaire et les cinq ou dix prochaines années seront cruciales pour déterminer où elle nous mènera. Certains estiment que les petits réacteurs modulaires représentent l’avenir et prévoient que certaines grandes entreprises quitteront le secteur nucléaire ou entreront sur d’autres marchés.

Comprendre la chaîne de valeur énergétique

« Selon l'Energy Information Administration des États-Unis, les dépenses intérieures totales consacrées aux services énergétiques devraient passer d'environ 1 400 milliards de dollars en 2010 à plus de 1 700 milliards de dollars en 2030. La demande croissante des consommateurs et une innovation de classe mondiale, combinées à une main-d'œuvre compétitive et une chaîne d'approvisionnement capable de construire, d'installer et d'entretenir toutes les technologies énergétiques fait des États-Unis le marché le plus attractif au monde dans le secteur énergétique mondial de $6 billions.₁₇

Où est l'argent? En examinant la chaîne de valeur du secteur de l’énergie, certains domaines se révèlent plus lucratifs que d’autres. Le cycle combiné de turbine à gaz pourrait bien s’avérer le plus rentable car le coût d’investissement pour l’installation reste assez compétitif. Sur le marché américain, les fournisseurs commerciaux d'électricité sont en concurrence avec d'autres fournisseurs sur la base de ce qu'il en coûte pour livrer un mégawatt supplémentaire sur le marché. Ce coût de production variable est essentiellement un calcul du coût du carburant et du coût de conversion du carburant en électricité.

Le nucléaire se situe à l’extrémité inférieure de la courbe en termes de coûts de production variables, mais l’investissement en capital requis pour installer le nucléaire est astronomiquement élevé. À l’heure actuelle, de nombreuses unités à cycle combiné sont construites parce que la conversion du gaz naturel en électricité dans les centrales électriques à cycle combiné est inefficace. Le coût du capital est prévisible et compris. Aujourd’hui, on assiste à une évolution considérable vers le cycle combiné, les services publics cherchant à tirer parti du faible coût du gaz naturel et à être plus compétitifs sur le marché de l’électricité. Encore une fois, les prochaines années détermineront où se situera la plus grande rentabilité. La technologie des réacteurs est très lucrative, mais elle nécessite des milliards de capitaux d’investissement. Si les développeurs vendent cette technologie, ils peuvent gagner beaucoup d’argent ; s’ils ne le font pas, ils peuvent en perdre beaucoup. La gestion des déchets devrait être extrêmement rentable dans les années à venir. L’industrie manufacturière semble également être rentable, mais l’essentiel de cela se produira probablement à l’étranger.

Les prix de l'uranium sont actuellement suffisamment bas pour qu'une fois qu'une centrale nucléaire est opérationnelle, le coût de conversion du combustible uranium en électricité soit extrêmement compétitif. Le facteur de risque sur le marché nucléaire vient de la possibilité que quelque chose se produise qui fasse monter en flèche le prix de l’uranium. Une centrale nucléaire n’est que légèrement plus chère qu’une centrale hydroélectrique en ce qui concerne le coût de production de l’électricité ; le nucléaire est donc rentable si les prix de l’uranium restent stables.

Contrats de services groupés et à long terme

Les Chinois ont récemment proposé un soutien financier pour convaincre les clients potentiels du secteur énergétique de signer des contrats. D'autres entreprises préfèrent paquet la vente d'équipements avec un contrat de service à long terme. Quels sont les facteurs clés de succès pour développer de nouvelles activités dans différents endroits ? De nombreux acteurs de l'industrie estiment qu'il est important de proposer des programmes et des services à long terme, et de nombreux acteurs importants du secteur de l'énergie le font déjà. Aux États-Unis, les propriétaires/exploitants sont souvent moins dépendants de ce type de services, mais les contrats de service à long terme sont plus courants à l’échelle mondiale. C'est pourquoi il est important pour les sociétés énergétiques nationales d'avoir une présence physique et des relations avec des clients internationaux qui ont besoin d'un service à distance.  Une fois familiarisés avec la nouvelle technologie, il est possible que ces clients n'aient plus besoin du contrat de service.

Aux États-Unis, les décisions d'achat sont généralement basées sur le prix et les performances, par opposition à des plans de maintenance prolongés. Il s’agit naturellement d’un marché très compétitif. Les entreprises japonaises telles que Hitachi n'exigent souvent aucun paiement jusqu'à ce qu'une usine soit achevée ; comme le ferait un magasin de détail : aucun intérêt, aucun paiement, jusqu'à ce que le travail soit terminé. En Europe, il n'est pas rare que des acheteurs achètent des packages et poursuivent leurs relations avec Siemens ou Alstom. Les programmes de financement s'adressent généralement à des propriétaires moins avertis ou à des personnes plus familiarisées avec la finance que l'exploitation réelle d'une usine. Les entreprises technologiquement plus avancées souhaitent exploiter elles-mêmes leurs installations et prendre des décisions d’achat clés concernant les pièces qu’elles achètent et le prix qu’elles paient. Ces décisions reposent principalement sur des facteurs économiques.

Pour surmonter le récent ralentissement économique, de nombreuses entreprises ont vendu sans profit, voire à perte, promettant à leurs clients qu'elles maintiendraient leurs capacités et formeraient leur personnel. Les choses ont été structurées dans le but d'obtenir des contrats de maintenance et de sécuriser des parts de marché. Historiquement, les équipementiers ont eu des avantages, mais une partie de ceux-ci pourraient disparaître à mesure que les marchés arrivent à maturité.

Où en sommes-nous avec la technologie de captage du carbone ?

La technologie de captage du carbone était à l’origine utilisée pour améliorer la récupération du gaz et du pétrole, mais elle est récemment déployée pour des raisons environnementales. Les centrales énergétiques alimentées par des combustibles fossiles sont responsables de la plupart des émissions de CO2. À l’avenir, des méthodes améliorées de captage du carbone devraient permettre le piégeage et le stockage sûr du CO2. Aujourd’hui, le piéger coûte cher. On estime que la capture du CO2 d'une centrale de 500 mégawatts nécessiterait une installation de séparation de 1400 millions de dollars. De plus, l’énergie nécessaire au fonctionnement du séparateur catalytique peut consommer un tiers de l’énergie produite par une usine. Ce tableau économique n’est pas brillant. Certains ont évoqué les subventions, le plafonnement et l'échange ou les réglementations qui pourraient inciter les gens à réduire les émissions de CO2. Une nouvelle technologie est finalement nécessaire pour remplacer les usines de séparation catalytique et jusqu'à présent, les concepts proposés de capture du carbone se sont révélés trop coûteux.

Les gens travaillent sur le problème. Babcock et Wilcox, par exemple. Il existe des plans techniquement réalisables, mais encore une fois, leur coût est prohibitif. Au-delà de l’obstacle économique, il est impératif de garantir la sécurité du stockage du CO2, car toute défaillance peut entraîner de graves problèmes de santé et d’environnement.  Le coût élevé et les problèmes de stockage du captage du carbone amènent de nombreux services publics à considérer à nouveau le nucléaire comme étant probablement la meilleure solution énergétique mondiale à long terme. En dernière analyse, la technologie de captage du carbone en est à ses balbutiements et davantage de données et de recherches seront nécessaires pour analyser ses risques et ses avantages.

« Les chimistes de l'Université de Berkeley ont fait un grand pas en avant dans la technologie de capture du carbone avec un matériau capable d'éliminer efficacement le carbone de l'air ambiant d'un sous-marin aussi facilement que celui des émissions polluées d'une centrale électrique au charbon. Le matériau libère ensuite du dioxyde de carbone à des températures plus basses que les matériaux actuels de capture du carbone, réduisant potentiellement de moitié ou plus l'énergie actuellement consommée dans le processus. Le CO libéré₂ peut ensuite être injecté sous terre, une technique appelée séquestration, ou, dans le cas d’un sous-marin, expulsé dans la mer. »

Cycle supercritique ou cycle combiné – Peser les options

Les technologies supercritiques et ultra supercritiques brûlent du charbon sous pression à des températures extrêmement élevées pour obtenir une production d'énergie efficace et des émissions de CO2 considérablement réduites. De plus, les centrales à cycle combiné rejettent beaucoup moins de dioxyde de soufre et d’oxydes d’azote, qui ont un impact négatif sur la qualité de l’air. Les unités ultra supercritiques en cours de développement au Danemark, en Allemagne et au Japon devraient pouvoir fonctionner avec encore plus d'efficacité et réduire le coût du carburant.  Les aciers fortement alliés qui inhibent la corrosion pourraient conduire à une augmentation rapide des applications supercritiques et ultra supercritiques dans un avenir proche.

La technologie IGCC (Integrated Gasification Combined Cycle) « utilise un système de gazéification du charbon pour convertir le charbon en gaz de synthèse (syngas) et produire de la vapeur. Le gaz de synthèse chaud est traité pour éliminer les composés soufrés, le mercure et les particules avant d'être utilisé pour alimenter un générateur à turbine à combustion, qui produit de l'électricité. La chaleur des gaz d'échappement de la turbine à combustion est récupérée pour générer de la vapeur supplémentaire. Cette vapeur, ainsi que celle issue du processus de gaz de synthèse, entraîne ensuite un générateur à turbine à vapeur pour produire de l’électricité supplémentaire.

D’un point de vue économique, les centrales au charbon supercritiques sont compétitives lorsque le prix du gaz naturel est d’environ $5 par million de BTU. À l'heure actuelle, le prix projeté du gaz naturel aux États-Unis est de $3 à $4 par million de BTU. Ainsi, même s'il n'y avait pas de soucis concernant les émissions de CO2, il serait financièrement raisonnable de construire une centrale à cycle combiné. C’est pourquoi de nouvelles centrales au charbon ne sont généralement pas construites, sauf en Inde, en Chine et au Vietnam. Le Brésil et le Chili se sont récemment intéressés au développement de nouvelles centrales au charbon, mais l'amélioration de la technologie du cycle combiné a amené ces pays à abandonner toute ambition en matière de centrales au charbon. Cette même attitude est omniprésente dans la plupart des pays du monde.

Projections du prix du gaz naturel

Les prix du gaz naturel devraient rester compris entre $2,50 et $4 par million de BTU au cours des 10 prochaines années. Cependant, si cela était vrai, il semblerait que davantage d’usines se convertiraient à la technologie du cycle combiné, ce que le marché actuel révèle que ce n’est pas le cas. Certains services publics utilisent la stratégie consistant à maintenir certains services publics alimentés au charbon comme « couverture » contre les fluctuations des prix du gaz naturel. Par exemple, les problèmes en Ukraine pourraient entraîner une hausse des prix du gaz naturel en Europe, allant de 4$ à $6 par million de BTU. Dans un tel cas, les États-Unis pourraient le mettre sur des navires et l’envoyer là-bas. Les dirigeants des services publics sont souvent réticents à prendre des décisions importantes concernant des changements dans l’intérêt de préserver leur emploi.

Beaucoup de ceux qui s’attendent à ce que les prix du gaz naturel restent aussi bas qu’ils le pensent pensent que ces prix proviendront du maintien des technologies d’extraction actuelles. Mais les entreprises qui emploient ces méthodologies affirment qu’elles ne peuvent pas continuer à tirer profit de prix du gaz de schiste aussi bas qu’ils le sont. Le PDG d'Exxon Mobil a déclaré l'année dernière : « Nous perdons nos chemises » en vendant du gaz naturel à des prix si bas. Des prévisions de prix du pétrole beaucoup plus bas entraîneraient également des pertes sur les nouveaux puits pour la plupart des producteurs de pétrole.

Ainsi, bien qu’il y ait une certaine conversion au cycle combiné, il n’y a pas eu d’engagement de 100% à cet égard. Le pendule penche peut-être en faveur du gaz naturel, mais les services publics aiment conserver une certaine flexibilité pour « revenir en arrière » si cela est nécessaire. Parallèlement, les fusions se multiplient et le nombre de services publics diminue, une tendance qui semble devoir se poursuivre.

Les avantages des fabricants asiatiques

« La Chine, le Japon et la Corée du Sud sont sur le point de supplanter les États-Unis pour la domination des marchés de l'énergie propre grâce à leurs investissements publics considérablement plus importants pour soutenir la recherche et l'innovation, la capacité de fabrication et les marchés intérieurs, ainsi que les infrastructures connexes critiques. … La Chine, le Japon et la Corée du Sud investiront trois fois plus que les États-Unis au cours des cinq prochaines années, attirant ainsi une grande partie, sinon la majeure partie, des futurs investissements privés dans l’industrie. On estime que les investissements privés mondiaux dans les énergies renouvelables et les technologies économes en énergie atteindront à eux seuls… $600 milliards d’ici 2020. »

Les pays asiatiques ont l’avantage de pouvoir proposer du financement avec leurs produits. Même si l’Asie progresse rapidement, les États-Unis conservent un avantage technique sur les fabricants asiatiques. La Chine a généralement une clause dans ses contrats avec les entreprises occidentales qui exige des transferts de technologie, de sorte qu'elle a toujours été adepte de la collecte d'informations technologiques auprès de ses fournisseurs qu'elle applique aux projets en Chine. Leur capacité à manipuler leur monnaie est peut-être leur plus grande force. En revanche, certains aux États-Unis ont une impression négative des entreprises chinoises, estimant qu'elles ne répondent pas correctement aux problèmes techniques ou de garantie. Les propriétaires peuvent avoir des problèmes plus tard avec les transformateurs et autres types de gros équipements.

La Chine et l’Inde ont la capacité de fabriquer leurs propres chaudières. Initialement, ils ont emprunté leurs conceptions et leur technologie sous licence à des sociétés dominantes telles que Babcock, Wilcox et Alstom, mais au fil du temps, les entreprises chinoises et indiennes ont développé la capacité de fabriquer leurs propres chaudières avec leur propre technologie. De nombreux fabricants asiatiques ont conclu des accords selon lesquels ils n'ont pas à payer de redevances s'ils intègrent le design de quelqu'un d'autre. Si une entreprise est à la recherche d'une nouvelle chaudière et qu'elle sollicite des offres, elle peut finir par l'acheter auprès d'une entreprise coréenne qui intègre une conception originaire des États-Unis. De nombreuses entreprises occidentales ne proposeront même pas d'offres à un client potentiel si elles savent qu'un fabricant chinois ou indien soumissionne également, car elles ne peuvent pas rivaliser en termes de prix.

La plupart des chaudières et pièces de chaudière fabriquées aujourd'hui proviennent de Chine ou du Vietnam, où le travail est souvent sous-traité.  many companies make these products in the US anymore. Europe is still able to produce some things competitively, but China is the go-to for cost-effectiveness. Even Hitachi and Mitsubishi include materials which is outsourced from China to be competitive. Despite the possibility of repercussions down the road, large capital enterprise interactions with Chinese firms often involve joint venture agreements which stipulate that a transference of technology must take place over time. In the not-too-distant future, the Chinese will be able to produce the same technology without involving a capital partner. Of course, the Chinese market is massive, so Western industries are quite anxious to penetrate it, but this is not without some potential cost to future sales. Offering capital incentives in various regions, packaging services, packaging order volume; if ten units could be sold at a slightly lower price point to Chinese clients it is very attractive to them.

As was mentioned before, many Asian companies have licenses to utilize Western technologies. Korea and China use boiler designs from manufacturers such as Foster Wheeler, Babcock, and Alstom. Until recently, these countries have often used technologies that are a generation behind, and they were able to compete well because the software was safe and had been around for decades. The Chinese have their local markets and low manufacturing prices, but their technology has traditionally come from Western designers. India is seen by many as particularly fast-rising. Their excellent grasp of technology may elevate them over others on the basis of reliability, efficiency, and reference plans. For now, the advantage held by Western companies is based on higher technology and better manufacturing control, but it may not stay that way for long as Asian companies are growing more and more technically proficient and capable. 

In the US, those in the nuclear market are extremely cautious and risk-averse. Chinese technology is sometimes viewed as immature. International clients are confident that US and Japanese manufacturers will offer technical support for the life of the units they make, but they don’t feel the same way about Chinese manufacturers. Thusly, they are quite cautious about making big technology purchases without feeling confident that they can be supported for the 40 to 60 year life of a power plant. North America and Europe are more mature markets. Most of what’s needed there are replacement parts and service. Asian suppliers may be able to fill these gaps as commodity parts are often not so sophisticated and don’t require OEM drawings. The main competition will be for parts and components.

Hinkley Point C et la controverse chinoise

Le projet Hinkley Point C au Royaume-Uni a suscité son lot de controverses. Conçue pour amener deux nouveaux réacteurs sur la côte nord du Somerset en Angleterre, il s’agit de la première installation nucléaire de « nouvelle génération » au Royaume-Uni.  Le projet promet de fournir du travail à 900 personnes avec 25 000 emplois potentiels pendant la construction au cours de la prochaine décennie. Les entreprises soumissionnent pour 16 milliards de livres sterling qui seront investis dans la construction du projet. Outre les préoccupations prévisibles en matière d’environnement et de santé publique, des inquiétudes ont été exprimées quant à l’implication de la Chine à Hinkley Point.

Un responsable d'EDF a confirmé que l'entreprise était confiante dans un accord d'investissement sur le projet Hinkley Point en Angleterre d'ici fin mars. « En principe, tout le monde est d'accord », a déclaré Song Xudan, directeur général d'EDF en Chine, au Financial Times. … Les 24,5 milliards de livres sterling Pouvoir nucléaire project represents the first overseas venture for China General Nuclear Power Corp, which has negotiated for Chinese companies to get a share in supplying components to the project.” The Chinese also want a big share of supply contracts and ownership of another nuclear site in Bradwell where they have intentions of building their own nuclear reactor. These demands have hampered ongoing Hinkley Point negotiations. 

Cost savings are certainly a huge factor for the UK as they negotiate with China. Some feel financial considerations often play a larger role than they should when it comes to these types of decisions and that politicians might buy in on Chinese technology earlier than they should for the sake of political expediency. It is not believed that China will immediately pursue deeper involvement with projects in developed nations. Rather, they will likely focus on emerging markets where cost heavily influences decision-makingnegotiates. The global nuclear community is small, so everyone will be watching to see how things transpire as they always do with new power plants.

Le coût, la qualité et l’aversion au risque influencent les décisions d’achat

Decisions regarding nuclear plants vary from country to country, depending on economic and quality concerns. Emerging nations are more likely to seek cost-effective solutions and be less inclined to deal with larger, more established companies that charge more for their services. Of course, governmental regulations also influence the choice of which companies receive business.

L'aversion au risque joue également un rôle important dans la propension à l'achat des pays intéressés à acquérir des centrales nucléaires. Les États-Unis sont considérés comme particulièrement sensibles au risque. Cela peut être dû à NEIL (Nuclear Electric Insurance Limited), « un assurance mutuelle société qui assure tout centrales nucléaires aux États-Unis ainsi que dans certaines installations à l'échelle internationale. La société est basée à Wilmington, Delaware, et est enregistré dans Bermudes. Elle a été fondée en 1980 en réponse à la loi de 1979. Accident de Three Mile Island.»₂₃ Responsable de l'indemnisation de la centrale nucléaire endommagée de Crystal River en Floride, Progress Energy cherchait initialement un règlement de 1,9 milliard de dollars à 4 millions de dollars qui a provoqué une onde de choc parmi les sociétés membres de NEIL. Le différend a finalement été réglé pour beaucoup moins cher ; $835 millions, mais l'incident a eu des effets durables, générant une aversion au risque dans l'industrie qui persiste encore aujourd'hui.

Décisions de maintenance interne/externe

For some companies, profit in the nuclear industry comes from operation and maintenance contracts. Businesses such as URS and others work on a low margin basis. They don’t make astronomical profits, but they generate respectable revenue at no margin. Smaller companies generally don’t have the manpower to undertake the maintenance of major inspections themselves, so they have to contract the work from without. Entergy has gone from doing everything itself to forming some alliances with manufacturers. They can maintain a core competency group that can manage the work that’s done for maintenance during refueling cycles.

Aux États-Unis, les services publics existent en deux catégories :  soit des usines commerciales telles que celles entretenues par Exelon, soit des services publics réglementés comme Duke qui doivent justifier leurs coûts et obtenir un taux de rendement raisonnable de la part des agences de réglementation sur ces dépenses. En Allemagne, ils doivent simplement expliquer leurs coûts, ce qui leur permet d'avoir un marché davantage protégé. Ils peuvent effectuer eux-mêmes une partie du travail et il leur est plus facile de confirmer leurs coûts. Cela dépend donc de la façon dont le marché est structuré et du type d’environnement générationnel dans lequel se trouve l’entreprise de services publics.

Chine – Licences et droits de propriété intellectuelle

Les fabricants chinois, coréens et indiens continuent de prospérer en Asie du Sud-Est. L’émergence d’une classe moyenne en Chine et en Inde explique en grande partie ce succès. À long terme, il est probable que ces pays disposent également de stratégies pour pénétrer le marché mondial et y être compétitifs.  Pour la plupart, ces pays sont soit sous licence auprès d'entreprises occidentales, soit impliqués dans des coentreprises. Certains estiment que la Chine intègre le design occidental dans ses propres produits et qu’il devient de plus en plus difficile pour les entreprises occidentales de protéger leurs droits de propriété intellectuelle. Idéalement, la construction de réacteurs sous licence, selon les spécifications et en utilisant les matériaux appropriés, pourrait être la situation privilégiée pour la fabrication.

In most instances, Chinese manufacturers have licenses to sell American products, but these licenses provide that products may only be sold in the countries they are manufactured. Some claim that Chinese firms have been attempting to sell licensed equipment to other countries and that China will only respect intellectual property rights when they have gotten to the point of developing its own intellectual property worth protecting.

Il existe également un scepticisme quant à la qualité des produits chinois, qui existe encore aujourd'hui. De nombreuses entreprises américaines sous-traitent la fabrication de pièces détachées en Chine et l’intégrité de ces produits suscite des inquiétudes constantes. Certaines entreprises envoient des représentants en Chine pour observer les fabricants chinois 24 heures sur 24, s'assurant qu'ils ne prennent pas de raccourcis. Cela peut inclure le remplacement de matériaux de qualité inférieure, une soudure incorrecte ou le non-respect des procédures désignées. Aujourd’hui encore, les fabricants chinois ont du mal à ébranler leur réputation de prendre des raccourcis au risque de la sécurité et/ou des performances.

Ultimately, China will acquire the necessary technology and know-how to compete on the world stage with manufacturers such as Westinghouse, GE, and Toshiba. In some markets they will even dominate. While the US may presently be risk-averse concerning Chinese products, other nations will look to China because they are cost-effective. They will also appreciate the fact that China has licensed technologies, ot they have been part of technology transfers with respected Western companies. Some feel that once a technology is turned over to the Chinese, no company is going to be able to control Chinese innovation or how they manufacture their products.

Les coentreprises chinoises continueront-elles ?

There are many research centers throughout India and China today that involve joint ventures between those nations and various Western companies. This type of international technology sharing and diversification will continue. As for China, they are still technologically behind, but they are making up ground. It’s generally felt that they will catch-up in the next five to ten years and may well go it alone. Much of this will depend on whether Western interests continue to bring value to joint ventures with the Chinese. If this does not occur and Western firms just want money, it’s unlikely that the joint ventures would move forward.

En fin de compte, « la Chine souhaite maximiser son autonomie en matière de technologie, de fabrication et de conception de réacteurs nucléaires, même si la coopération internationale et le transfert de technologie sont également encouragés. Avancé réacteurs à eau sous pression comme le ACPR1000 et le AP1000 sont la technologie dominante dans un avenir proche. Au milieu du siècle réacteurs à neutrons rapides sont considérées comme la technologie principale. Les plans à plus long terme pour la capacité future sont de 200 GW d'ici 2030 et de 400 GW d'ici 2050. Les réacteurs à neutrons rapides devraient contribuer à hauteur de 1 400 GW d'ici 2100. La Chine est en bonne position pour devenir un exportateur de réacteurs, grâce au développement du CPR-1000.»

Much will depend on the financial performance of Asian companies as to their future success in the global nuclear marketplace. At this time, there is still a good deal of uncertainty. Overall, however, there is a feeling that nations of the Pacific Rim and the BRIC countries (Brazil, Russia, India, and China) will be fundamental components of the industry growth expected in years to come.

Pourquoi l'Inde ?

Les regards sont tournés vers l’Inde, pays potentiellement rentable pour l’exportation de technologie nucléaire. L'Inde pourrait s'avérer être une base manufacturière idéale pour les pays en développement qui ne veulent pas nécessairement la technologie la plus récente et la plus performante, mais qui ont besoin d'acheter des infrastructures. Existe-t-il d’autres raisons de migrer vers l’Inde et d’y fabriquer des produits ?

Beaucoup voient l’Inde comme un centre d’ingénierie qui inspire confiance. Si un grand fabricant recherche un centre à faible coût et choisit d'installer un bureau d'ingénierie à Calcutta, et qu'un concurrent choisit de lancer une installation à Calcutta, il dispose déjà d'une main-d'œuvre relativement qualifiée auprès de laquelle il peut puiser des talents. Cependant, lorsqu’une troisième entreprise arrive et décide de s’y installer, elle découvre au bout de cinq ou six ans que ce qui était auparavant un centre de production à bas coûts a désormais des coûts de main-d’œuvre qui se rapprochent de ceux des États-Unis et de l’Europe. Cela est particulièrement vrai si l’on tient compte du coût des affaires dans ces régions. Les avantages commencent à s’éroder. Des situations similaires se sont produites à Budapest et à Delhi. Cela peut être dû à la nature de l'entreprise. Certains parlent de relocalisation à nouveau des emplois ; les ramenant aux États-Unis, car au fil du temps, les avantages de la mondialisation et des centres offshore à faible coût se sont érodés. Si ce fait n’est pas évident aujourd’hui, il le sera beaucoup plus dans 25 ans.

Certains investisseurs ont été déçus que le développement en Inde n'ait pas été aussi important qu'espéré. La Chine continue de dominer cette partie du monde. L’Inde a le désavantage de ne pas disposer d’approvisionnement en gaz naturel, ce qui la rend dépendante des combustibles locaux, du nucléaire et, surtout, du charbon.

Rester local

Certains pays ont des exigences de contenu local pour garantir qu'ils ne sont pas exploités et que les emplois et la main-d'œuvre restent dans leur pays d'origine. Cette situation est souvent résolue par le biais de coentreprises. Dans  India, local companies tend to get the contracts for new orders. Thusly, outside interests need to partner with local interests in order to be successful in bidding. In the Indian market there are some large-scale boiler companies that have licensing agreements with US-based companies. The in-house Indian boiler companies are very hard to beat, so there could be an opportunity for a company to take a chance and bid against (for example) Bharat Heavy Electricals –BHEL – as some companies have done. Of course, India is very attractive because labor costs there are extremely low and the cost of getting to market is inexpensive.

Examen plus approfondi des coentreprises

The merger of GE and Alstom continues to inspire fascination in the nuclear sector. There had been conjecture that GE never wanted to be in the boiler business because its marketing outreach was more effective with steam turbines. Others felt that GE was interested in partnering with someone in the boiler business or in buying another company altogether. Ultimately, GE would resist these impulses in the boiler business for fear that there was not enough profit in the idea.

En fin de compte, toutes les fusions sont basées sur l’offre ; qui achète et qu'achètent-ils ? Quels sont les facteurs d’évaluation ? Bien entendu, ce type d’évaluation concernant la stratégie est difficile à réaliser à un niveau macro.  Ironiquement, les alliances peuvent fonctionner pour un projet, mais pour le projet suivant, un allié peut devenir un concurrent direct. Il semble qu’aucune entreprise ne possède tout. Ils ont tous leurs atouts. La plupart considèrent qu’il s’agit d’un aspect important et sain de l’entreprise.

Spin-off de Babcock et Wilcox

« … L'énergie fournisseur de services, The Babcock & Wilcox Company… a franchi une étape préliminaire dans son projet de scission de son activité de production d'électricité. Babcock & Wilcox Enterprises Incorporated, une filiale nouvellement créée qui regroupera les activités de production d'électricité de la société, a déposé une première déclaration d'enregistrement sous forme de formulaire 10 auprès de la Securities and Exchange Commission (SEC) des États-Unis. Industrial Info suit $5,69 milliards de projets B&W dans des centrales électriques alimentées au charbon, au gaz naturel et aux déchets, et $10 millions de projets dans une usine de combustible nucléaire qui approvisionne la marine américaine.₂₅ Il y a des spéculations selon lesquelles cette scission pourrait précéder une consolidation à venir avec quelqu'un d'autre, et si tel était le cas, elle suivrait une tendance qui s'est déjà produite ailleurs dans l'industrie. Cette décision fait probablement partie de la stratégie de développement commercial de B&W, car ils disposent d'une centrale nucléaire de 50 à 100 MW qu'ils tentent très activement de commercialiser.

Development of nuclear products is still a relatively new undertaking for B&W. The jury is still out on whether they can be successful with their smaller nuclear plant. Right now, the only utility that appears to be seriously looking at it is TVA. Their generation is presently in the neighborhood of 30 thousand megawatts, and the unit being discussed is only a 100mw unit. In a sense, TVA is helping B&W to see if the technology is viable. A smaller plant is inherently less dangerous when it comes to nuclear-type designs and is a lot less susceptible to problems with radiation leaking into the air, ground, or water. At this point in time in US history, it’s a brand new business venture that’s entering the market at a time when people are looking to natural gas as the dominant energy source for the foreseeable future. 

Si les prix du gaz de schiste restent proches de $2 par million de BTU au cours de la prochaine décennie, la plupart des nouvelles constructions seront centrées sur les usines de gaz naturel. Si ces prix montent jusqu’à $8 par million de BTU, les services publics devront choisir entre le charbon, la réduction des émissions de carbone et la production d’énergie nucléaire. À terme, le nucléaire pourrait effectivement être la solution ultime, car il serait plus viable si les prix du gaz finissaient par augmenter. Les initiés pensent que de telles décisions seront probablement prises dans 10 à 12 ans. Parallèlement, la Compagnie du Sud est en train d'ajouter deux tranches nucléaires à son parc. Initialement, ils en avaient prévu quatre, mais les coûts se sont avérés plus élevés que prévu. Ils ont construit des centrales nucléaires, à cycle combiné et au charbon, tout en veillant à équilibrer leur portefeuille. Si les prix de l’énergie devaient fluctuer, la production nucléaire serait assez prévisible car la majeure partie des coûts qui y sont associés concernerait la construction de la centrale elle-même. Les coûts du combustible sont très faibles, de sorte qu'une fois qu'une centrale est en service et que les coûts de production de l'énergie nucléaire sont très faibles.

Toshiba et Westinghouse partagent des ambitions nucléaires

En 2006, la situation s'améliore dans le secteur nucléaire. Toshiba a choisi de s'associer à IHI Corporation pour acheter Westinghouse pour un montant annoncé de $5,4 milliards. Suite à cela, Toshiba a dû se séparer de $1 milliard supplémentaire pour obtenir une participation majoritaire dans Westinghouse lorsque Marubeni Corporation a eu froid aux yeux et a voulu se retirer, menaçant l'accord. Depuis lors, l’accident nucléaire de Fukushima a poussé les investisseurs potentiels à se détourner, au moins temporairement, de l’énergie nucléaire. De toute évidence, Toshiba n'avait pas prévu une telle tournure des événements et pensait que les réacteurs nucléaires seraient à un niveau de production plus élevé qu'ils ne le sont actuellement.

Le 22 janvier^nd, 2015, Toshiba entered into negotiations to provide equipment for many Chinese nuclear reactors and additional plants in Kazakhstan. “Toshiba already has a leading position in the Chinese nuclear power market and is looking to build on this through its Westinghouse Electric unit.  Les économies émergentes se tournent de plus en plus vers l’énergie nucléaire comme moyen de réduire les émissions de carbone, qui contribuent au réchauffement climatique, même si la chute des prix du pétrole pourrait modifier certaines de ces incitations à long terme.

Dans le même temps, Westinghouse était impatient de livrer des réacteurs pour une future centrale dans le Gujarat, en Inde, à la suite des progrès réalisés concernant la loi sur la responsabilité. Maintenant qu'un accord est opérationnel entre les Etats-Unis et l'Inde, Westinghouse étudie la possibilité de fournir des composants au Gujarat tout en contournant Toshiba, leur holding au Japon. En raison de l'accord nucléaire civil entre l'Inde et le Japon, Toshiba ne peut pas être impliqué dans la transaction. 

Westinghouse refers to its AP1000 PWR as “the safest and most economical nuclear power plant available in the worldwide commercial marketplace.”₂₇ They tout its unparalleled reliability, efficient design, and competitive cost. The AP1000 was the first generation three-reactor for the DOE and was considered to be at the pinnacle of technological design when it was initially licensed. It is still thought of as one of the most high-end level reactors in the world. The AP1000 is not without its detractors. In 2010, several environmental organizations called for an investigation into what they believed were weaknesses in the reactor’s containment design. John Ma, a senior structural engineer at the NRC also posited that portions of the reactors steel skin were susceptible to the impact of a plane or projectiles propelled by storms. Westinghouse experts disagreed.

De plus en plus d’entreprises unissent leurs forces

La tendance à la consolidation industrielle devrait se poursuivre dans le secteur mondial de l’énergie. GE s'est associé à Alstom. Mitsubishi et Hitachi ont uni leurs forces. L'allemand Siemens a récemment emboîté le pas avec ses propres mouvements d'échecs. En 2014, ils ont acquis l'activité énergétique de Rolls-Royce, puis ont fusionné avec Dresser-Rand Group, un fournisseur international de pièces de rechange,  services et solutions d'équipement. La valeur de la transaction était estimée à $7,6 milliards. "Siemens intends to operate Dresser-Rand as the company’s oil and gas business retaining the Dresser-Rand brand name and its executive leadership team. In addition, Siemens intends to maintain a significant presence in Houston, which will be the headquarters location of the oil and gas business of Siemens.”₂₈

Some believe Siemens is hoping to profit from the booming US oil and shale gas market while giving its energy business rival, GE, some competition. GE has a monolithic presence in the US market however, so Siemens will be playing catch-up in the foreseeable future. GE has put more than $14 billion into gas and oil since 2007. Siemens is a bit late to the dance, but their $1.3 billion acquisition of Rolls-Royce’ power business in May of 2014 was done in hopes of closing the gap with GE. It’s hard for companies to put their feet to the street by themselves. Regardless of a firm’s patience or ability to maintain a long-view, partnerships have become the rule of the day. In China, it’s a no-brainer. In other Asian markets, it’s beyond difficult for companies to grow their business organically.

Consolidations et politique énergétique américaine confuse

Certaines consolidations sont réalisées dans le but de produire du gaz de schiste. Mais le segment des turbines à vapeur ne dépend pas uniquement du gaz pour être rentable. S’il y a une production de charbon ou si le nucléaire revient à la mode, la plupart des entreprises continueront à fournir des produits pour ces combustibles. Dans le secteur des turbines à gaz, la plupart des entreprises qui recherchent des efficacités optimales auront un cycle de fond avec une turbine à vapeur. De cette manière, il peut y avoir un cycle combiné avec des turbines à gaz et de la vapeur. La plupart des équipementiers et leurs partenaires tentent de vendre une technologie à cycle combiné plutôt qu'un cycle simple.

Beaucoup aux États-Unis, en Europe et dans le monde sont confus quant au manque de clarté de l’orientation énergétique fédérale américaine, qui semble consister en « un mélange de politiques déconnectées conçues pour des groupes spécifiques sans objectif cohérent ».₂₉ Les États-Unis accordent des subventions énergétiques pour les combustibles nucléaires, éoliens, solaires et fossiles, ainsi que des subventions pour la rénovation des bâtiments. Il reste encore à définir l’objectif final des États-Unis et le calendrier pour y parvenir.  While these issues are being deliberated, the global energy market will continue to be market-driven,. The demand for electricity will continue to grow as long as information systems and computing systems continue to expand. The questions now are how will these growing demands be met and who in the industry will meet them?

Japon : au-delà de Fukushima

Les entreprises japonaises d’équipement ont la capacité technologique de répondre aux besoins de l’industrie énergétique en Asie et dans le monde. Ils sont agressifs dans la promotion mondiale de leurs produits, généralement considérés comme de bonne qualité.  Their recent partnership with Westinghouse places them front and center in the marketplace and in competition for top-level projects. Unfortunately, Japan is still reeling internally in the aftermath of Fukushima. “Japanese politics were dominated by energy in the wake of the disaster of 11 March, 2011. The decision to shut-down all the remaining 48 nuclear units introduced real concerns of brownouts, previously unthinkable in Japan’s gold-plated power system.”₃₀ In a country not known for generating much gas or coal power, Japan’s nuclear-addled status has negatively impacted its economy. 

Pourtant, le Japon est formidable. Ils ont réduit leur structure de coûts pour être compétitifs avec les Chinois en matière d'équipements énergétiques et, dans une certaine mesure, avec les Sud-Coréens. Le Japon comprend l’importance de pouvoir rassembler un ensemble complet d’énergie et, grâce au financement de projets, il a gagné des emplois. Ils ont une bonne stratégie concurrentielle, mais le Japon n'est pas actuellement dans la meilleure position relative en termes de coûts. Pourtant, ils peuvent trouver comment gagner. La technologie et les équipements dont dispose le Japon en font un bon partenaire potentiel pour les entreprises des pays en développement.

Parts de marché et probabilité de rentabilité

In understanding the profitability of companies in the global energy sphere, it can be difficult to uncover actual market shares and profit levels. Even ballpark figures are elusive because they are all very carefully protected, and for good reason. The competition is fierce. Insiders claim that profit levels for new equipment are ridiculously low for everyone, so no one is making money in that regard. Instead, they are looking to increase their market share, increase their installed feed base, and then profit from providing services over time. In this way, factories stay busy, people stay employed, and market share improves as companies slowly expand. It’s been said that no one is profiting to a great degree. Numbers in the new unit market are probably less than 10% for most suppliers in net profit.

Certains pensent que l’argent est destiné à l’entretien ; fourniture de services opérationnels, de pièces de rechange et de pièces de rechange. Ces éléments ont constamment fourni une meilleure marge pendant de nombreuses années. Si l’on considère le marché dans son ensemble, cela a beaucoup de sens pour le moment car les prix sont très compétitifs. Le risque que des problèmes liés au projet entraînent une augmentation inattendue des coûts est si élevé que de nombreuses entreprises se concentrent souvent sur leur simple maintien de leurs activités sur le marché actuel.

Établir des relations avec les fournisseurs

Certains se demandent s'il est important pour les fournisseurs d'établir des relations exclusives avec les sociétés énergétiques. En vérité, la transparence est une procédure opérationnelle standard dans les industries nucléaire et thermique américaines. Cela peut être dû au fait qu'il y a de nombreuses années, les centrales électriques étaient assemblées sur la base de conceptions standard et qu'il existait de nombreux chevauchements entre les fournisseurs de chaudières et les fournisseurs de turbogénérateurs. Parfois, cela fonctionnait bien pour les acheteurs qui ne disposaient pas de beaucoup de marge ou de capacité excédentaire, mais dans certains cas, un décalage pouvait se produire. Dans l'environnement actuel, la transparence entre les fournisseurs est la norme car un architecte ingénieur gère l'interface et il n'y a pas beaucoup de marge dans les chevauchements de conception.

The industry as a whole is thought to be on a learning curve, rebuilding the knowledge base, the supply chain, and virtually everything else on a global scale. Companies can benefit from staying with specific suppliers who deliver consistent quality and price. It’s also important to know that a supplier will be available over the long-term during an extended construction project. In time, suppliers will improvehand-pick allowing companies to hand pick their suppliers from a pool of proven entities. The National Regulatory Commission (NRC) is also there in the US to “prevent the use of counterfeit, fraudulent, and suspect items. Their programs include careful supplier selections, effective oversight of sub-suppliers, and the authority to challenge a part’s “pedigree” when necessary.”₃₁ Le CNRC inspecte les installations nucléaires et les sites de production des fournisseurs. Ils diffusent des informations et fournissent des conseils aux intérêts nucléaires.

Réacteurs russes à Singapour et Budapest

In 2012 the Rosatom State Atomic Energy Corporation (ROSATOM) opened a marketing office in Singapore. ROSATOM is a Russian non-profit state corporation in Moscow and is the regulatory body of Russia’s nuclear complex. Their intent is to promote Russian nuclear capabilities while developing business in Australia and Southeast Asia. “The plans of nuclear power development in South East Asia and Australia imply construction of up to 15 reactors until 2030 which, makes this region one of the most promising ones for the development of ROSATOM’s business,” Alexey Kalinin, Director General of ROSATOM Overseas, noted.”

This part of the world uses a lot of Westinghouse technology, but Russia obviously feels emboldened to compete with them. Some feel that Russia may not have the technical know-how to operate in Singapore and that the skilled labor they need may not be available there. It’s a turnkey situation where Russia would build and operate the reactors. Singapore pays, and Russia gives them energy. Can Russia do the job cheaper than the Chinese? It remains to be seen. Until the reactors are complete, it would be hard to calculate costs. Price can be speculated upon, but much can happen in the interim to alter the final figures.

Plus récemment, des rapports indiquent que la Russie a accordé un prêt de 10 milliards d'euros à Budapest pour l'expansion de la centrale nucléaire de Hongrie Paks. Cela a donné lieu à des accusations selon lesquelles la Russie espère par ses actions acquérir une influence politique au sein de l’UE. Fin mars 2015, la Russie a signé un accord avec la Jordanie pour la construction de deux réacteurs de 2 000 MW pour un prix de 10 milliards de $. Ils devraient être achevés d'ici 2022. L'accord stipulait que la Russie accepterait les déchets de combustible nucléaire générés par les réacteurs.

Marges de sécurité pour les navires de confinement

À la suite de catastrophes nucléaires telles que celles survenues à Three Mile Island, Tchernobyl et Fukushima, une grande attention a été accordée aux cuves sous pression des réacteurs et à leur capacité à contenir la radioactivité en cas d'accident ou d'incident nucléaire. Le récipient sous pression contient généralement du liquide de refroidissement du réacteur nucléaire, le cœur du réacteur et l'enveloppe du cœur.

Dans un réacteur à eau bouillante, en raison de la façon dont il est contrôlé et parce que l'effet turbine est une boucle de rétroaction vers le réacteur lui-même, il existe une marge de projection du 3% dans la conception. Cela signifie qu’il n’y a que 3% de marge supplémentaire entre le réacteur et le côté turbogénérateur qui produit l’électricité. Il s'agit d'une marge importante par rapport à un réacteur à eau sous pression, qui ne dispose que d'une marge de 2% pour les tolérances de fabrication et les tolérances de conception. Pour les centrales thermiques, c'est à peu près la même chose ; une marge de conception 2% pour le cycle combiné du facteur charbon et du gaz naturel. Il n’y a pas beaucoup de place à l’erreur, c’est pourquoi les fabricants doivent travailler en étroite collaboration et être bien coordonnés par les ingénieurs.

« En avril 2010, Arnold Gundersen, un ingénieur nucléaire… a publié un rapport explorant un danger associé à la rouille possible du revêtement en acier de la structure de confinement. Dans la conception de l’AP1000, le revêtement et le béton sont séparés, et si l’acier rouille complètement,… « la conception expulserait les contaminants radioactifs et la centrale pourrait délivrer au public une dose de rayonnement 10 fois supérieure à la limite du CNRC ». selon Gundersen.

Technologie émergente d’avertissement thermo-acoustique

Les réacteurs nucléaires disposent d'un ensemble de systèmes de contrôle et de détection, mais à l'intérieur du cœur, les conditions sont si radicales que les capteurs traditionnels ne fonctionnent pas. Cela empêche les opérateurs de comprendre exactement comment fonctionnent les cœurs nucléaires.  Westinghouse et universitaires de la Pennsylvania State University et de l'Idaho National Laboratory ont développé une nouvelle technologie qui détecte les changements de température et de pression, ainsi que le dosage des rayonnements, avec des capteurs thermo-acoustiques qui émettent une fréquence de « sifflement » pour alerter les opérateurs.  Westinghouse est en train de breveter l'appareil et souhaite le commercialiser d'ici 2019.

This technology features “thermo-acoustic neutron sensors… in the reactor to monitor the core power distribution and the temperature distribution, removing the need for tubing, wiring, and vessel penetrations that are required to support existing surveillance instruments. That reduces the costs associated with maintaining such equipment … Plant operators will be able to monitor the core much more accurately, allowing them to produce more electricity from the same amount of uranium … “

Operators will be capable of monitoring various axial positions in core fuel assemblies and obtain temperature and fission rate data. The devices are 5” – 8” long with resonance chambers of varying lengths that each has a different frequency, which clues technicians in to specific problem areas in power distribution. It’s not known if Westinghouse plans to keep this technology in-house.

L'accord GE/Alstom est en attente d'approbation

Les régulateurs antitrust de l'UE ont avancé leur date limite pour accepter l'offre de $13,5 milliards de GE pour l'activité d'équipement électrique d'Alstom. La Commission européenne s'inquiète évidemment des hausses de prix qui pourraient résulter de cet accord. GE a obtenu le feu vert pour plus de 50 transactions depuis que son acquisition de Honeywell pour $42 milliards a été bloquée par la Commission en 2001. GE serait optimiste quant à l'approbation de l'accord avec Alstom.

There does appear to be geographical synergy between the two companies. GE is historically dominant in the US and Alstom has a big footprint in Europe. Both have symbiotic product lines. Insiders have various theories as to GE’s intentions in making the bid for Alstom. Some don’t believe the Alstom purchase is about making GE more competitive in the fossil fuel market. Rather, they feel GE bought Alstom for the installed base of the gas turbines which allows them to extrapolate their strategy of securing contractual service agreements. It’s likely that GE wishes to gain access to Alstom’s unrivaled sales organization. Alstom’s steam turbine for combined cycle may have also attracted GE. Most don’t feel the coal-fired side was the driver of the GE acquisition.

L’approche tandem fonctionne également pour d’autres acteurs du secteur de l’énergie. "Mitsubishi Hitachi Power Systems Americas, Inc. … a annoncé l'intégration formelle de ses opérations en Amérique, point culminant de la fusion historique entre les activités de systèmes de production d'énergie thermique de Mitsubishi Heavy Industries, Ltd. et Hitachi, Ltd. L'accord de coentreprise mondial conclu le Le 1er février 2014, élargissant leur présence dans les Amériques… »₃₅

GE used to command 70% of the market in the US, but in recent times Siemens (Germany) has grown and taken some of that market share. Alstom has always represented a rather small part of the US market, so when it comes to turbine generators, the company that may have grown the most and crowded GE’s market is Toshiba. Years ago, Toshiba set its sights on selling as many steam turbines in the combined cycle market as they could, so they ended up with hundreds of units in the US.

Today, there are very few new plants being built in the United States; maybe 20 combined cycle plants a year. GE, Siemens, and Mitsubishi have the best technologies, and those three companies are vying to supply gas and steam turbines for those plants. Of course, Siemens does very well in Europe and controls the most market share of the new machines that are being built there. As was mentioned, Alstom has historically performed better in Europe than in the US, but the GE acquisition is seen as a potential win for sales and marketing because of the combined strength the merger will provide. Siemens is going to see more competition in Europe as a result.

Il y a 20 ans, la seule façon de faire des affaires en Chine et en Inde était de créer des coentreprises. Aujourd'hui, GE, Alstom et les entreprises japonaises y ont des projets. Il existe toutes sortes de relations commerciales différentes dans cette partie du monde. Certaines entreprises licencient la technologie de (par exemple) GE ou Alstom pour construire des machines ou des composants. C'est la stratégie utilisée pour pénétrer ces marchés depuis les années 90, lorsque certains de ces marchés se sont ouverts.

Pendant ce temps… chez Babcock et Wilcox

Babcock and Wilcox are major players in boilers and boiler services and are industry leaders in the US with their SCR and SO2 air quality control systems. According to President and CEO, E. James Ferland, “B&W ended 2014 with a solid quarter and a strengthening backlog heading into 2015 … The Nuclear Operations business had a record year in 2014 with the highest revenue and operating income in its history … The Power Generation segment continued to deliver improved performance in the fourth quarter with strong revenues and additional international bookings for both coal and renewable power plants. Our strategy to drive international growth in the Power Generation business is generating the results we expected as demonstrated by the three projects announced since December, which puts this business in a solid position for the spin-off later this year.»

Obviously, B&W has leadership, and their market share is very high. They are difficult to beat when they set their sights on any particular job and they do defend their market share well in the US. Over time, they are probably hoping their small nuclear plant technology will become the technology that people choose, but that decision has yet to be made. Most likely, they will continue to operate in the same way that they have been, as they are thought by many to be the best at what they do in the United States.

Un portefeuille sans turbines à vapeur ?

There are varying opinions in the industry as to the importance of having steam turbine manufacturing in the business portfolio of a company. Some point to the small size of the new boiler market in the US and say it’s too late for expansion. Naysayers lament licensing technologies to other parts of the world, believing that it’s pointless to go to India when that market is already saturated with competitors. To be successful, it would be necessary to find the right partners, and even then, it could require dealing with some very low-cost providers. Europe is a mature market. There are incumbents there, but on the whole Europe is seen as easier to penetrate than Asia.

À l’inverse, certains estiment que la fabrication de turbines à vapeur est, indeed, an important component of a well-rounded portfolio. Steam turbines are second to gas turbines because gas turbines are considered to be “high maintenance” and require lucrative service agreements. They need to be rebuilt almost annually, and every 18 months they require a major overhaul of the gas turbines. Steam turbines typically don’t have to be inspected for ten years. They don’t have the follow-up revenue stream that gas turbines do.

Dans l’ensemble de l’industrie, les fabricants sont déterminés à gérer des opérations plus simples et plus productives. Tous les principaux acteurs s’efforcent de réduire les coûts et d’être des fabricants de produits et des fournisseurs de services plus efficaces. Ces objectifs sont encore plus impératifs dans un marché mondial hautement compétitif et en surcapacité. Le monde ne cessera jamais d’avoir besoin d’énergie, d’où qu’elle vienne. Les entreprises les plus performantes répondront à cette demande internationale en décidant judicieusement où investir, avec qui s’associer et dans quel sens les éoliennes tournent.

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