María Victoria Zingoni, consejera delegada de GE Vernova Power, explica en su primera entrevista desde que llegó al cargo los planes del gigante estadounidense. La compañía se prepara para dar un salto tecnológico con los minireactores nucleares y con la captura de CO2, dos áreas claves para alcanzar la descarbonización.
¿Cómo han sido estos primeros años en GE Vernova?
La verdad es que han sido intensísimos. Yo diría que están marcados por dos grandes momentos: un primer año, 2023, en el que se armó el equipo directivo y nos preparamos para salir al mercado; y luego, ya en 2024, se ejecutó el spin-off.
Con eso, GE dejó de existir como una única compañía. Hoy ya somos tres empresas independientes que cotizan en bolsa en un contexto donde el mundo está cambiando radicalmente.
Entonces, ¿qué significa este primer año? Creo que, en primer lugar, hay que hablar de la misión con la que salimos al mercado: electrificar y descarbonizar. No se trata de una u otra, sino de ambas. Y vemos que estos procesos avanzan de forma muy distinta en el mundo.
En segundo lugar, cuando pensamos en quiénes somos como empresa, somos 75.000 personas distribuidas en más de 100 países, trabajando en un mundo energético apasionante, con una demanda creciente que no veíamos desde hace mucho tiempo.
Una de las cosas que más me gustan de GE Vernova es que participamos en todas las tecnologías. Al final, cuando uno piensa en el sistema energético global, un cuarto de la electricidad que se genera en el mundo proviene de nuestros equipos. Eso conlleva una enorme responsabilidad: asegurar que toda esa capacidad funcione bien, y responder a la demanda creciente. Y en paralelo, pensar cómo queremos trabajar. Ahí es donde el spin-off nos da una gran oportunidad. Queremos ser una empresa que honre su legado: talento, tecnología, innovación. Pero también tener mentalidad de startup. Puede sonar incoherente, pero no lo es. Queremos ser una startup con 130 años de experiencia.
Si miramos cómo están evolucionando los negocios, la verdad es que hemos arrancado viendo una auténtica revolución. Ya se veía que la demanda eléctrica estaba creciendo, por la electrificación, el crecimiento poblacional, la manufactura avanzada o el fortalecimiento de las cadenas de suministro tras el Covid. Y ahora, además, han llegado los data centers y la inteligencia artificial. Esto ha sido un cambio enorme. No sé si el mundo va a necesitar el doble de energía para 2040, o 1,5, 1,7 o 2,5 veces más... pero lo cierto es que va a necesitar muchísima más electricidad. Algunos estiman que será como añadir un "Japón nuevo" cada año. Lo que empezó como un ciclo, creo que se va a transformar en un superciclo, donde los ecosistemas energéticos van a tener una interacción mucho más intensa de la que hemos visto.
¿Tienen capacidad de producción suficiente para afrontarlo?
Esa es la pregunta que debemos hacernos para analizar qué respuestas podemos dar en el corto plazo y cuáles serán las adecuadas a medio plazo, porque la demanda debe cubrirse las 24 horas del día.
Para lograrlo, es necesario regresar a la carga base, y aquí el gas está experimentando un resurgimiento con alternativas para descarbonizarlo.
Si miramos atrás, en 2023-2024 producíamos a nivel global entre 9 y 10 GW. Ahora, nos estamos preparando para alcanzar los 20 GW y prácticamente tenemos vendidas todas las unidades hasta 2028.
Los clientes desean asegurar su slot de producción. Por ello, podemos afirmar que hoy nos sentimos cómodos con la meta de 20 GW, lo que nos ha llevado a incrementar nuestra capacidad en un tercio.
En la parte de electrificación, primero identificamos proveedores y componentes críticos para otorgarles pedidos que les brinden previsibilidad, algo esencial para que puedan ampliar su capacidad y crecer con nosotros. Buscamos así eliminar cuellos de botella. Como parte de esta estrategia, anunciamos una inversión de 600 millones y seguimos ampliando la capacidad de nuestras fábricas tanto en EEUU como en otras localizaciones.
En España, los ciclos combinados tienen casi 25 años. ¿Se requerirá una segunda ronda de inversión para que sigan operativos?
La cuestión es definir el papel que jugarán esos ciclos a medida que avancen las renovables. Hemos visto, por ejemplo, que pueden pasar de un 15% de utilización a un 25% en el primer trimestre de este año, lo que demuestra la necesidad de contar con fuentes de respaldo. Tal vez sean ciclos combinados descarbonizados o, en otras circunstancias, la energía nuclear. Lo que estamos observando es que las empresas están mejorando sus ciclos combinados para prolongar su vida útil, ganar eficiencia y recortar emisiones. Es una oportunidad.
¿Qué rol van a desempeñar?
En España aún hay algo de confusión. Si comparamos con otros países, como Alemania, allí se emplean más como fuente base. Alemania está decidida a sustituir el carbón y encaminar los ciclos combinados hacia la descarbonización. Los últimos acuerdos que hemos firmado en Alemania establecen que las turbinas deben estar preparadas para quemar hidrógeno en 2030. Nuestro compromiso es que todos nuestros equipos estén listos para utilizarlo al 100% en esa fecha.
En la actualidad, dependiendo del tipo de turbina, podemos usar ya un porcentaje significativo de hidrógeno (en las más grandes alcanzamos el 50%), y estamos realizando pruebas con aeroderivados (motores de avión para picos de demanda) para llegar al 100% en un proyecto en Australia. Para nosotros, trabajar con hidrógeno no es nuevo. Acumulamos miles de horas de funcionamiento. Aunque sea un reto tecnológico, sabemos cómo afrontarlo.
Además, existe la posibilidad de la postcombustión con captura de CO2?. Uno de los proyectos que más me entusiasma es el NetZero en Reino Unido. Por primera vez, realizaremos un ciclo combinado (casi 1 GW) conectado a una planta de captura de CO2. Esto significa generar electricidad con huella de carbono cero. En este proyecto (desarrollado con Technip, BP y Equinor), nosotros aportamos la parte de generación a gas y la integración. Hemos desarrollado una tecnología que eleva la concentración de CO2? a la salida de la turbina, lo que hace que la captura sea más eficiente.
Si pienso en España, veo un país muy bien posicionado. Se trata de encontrar el equilibrio adecuado. En mi opinión, es una gran oportunidad.
¿Está perdiendo España oportunidades en el área de la captura de CO2? No contamos ni con una hoja de ruta.
La captura y el almacenamiento de CO2 se llevan aplicando desde hace años. El sector del gas –que ha impulsado esta iniciativa– posee la experiencia necesaria, así que no sorprende ver que sea el que esté liderando este proceso.
Después, existen tecnologías de más largo plazo. Cuando me preguntan qué me ilusiona, siempre contesto que las tecnologías que aún no conocemos. Nosotros invertimos 1.000 millones anuales en investigación y contamos con más de 300 doctores en nuestro centro de investigación.
Aparte de trabajar en la eficiencia de las turbinas, uno de los proyectos que más me entusiasma es la tecnología de Direct Air Capture (DAC). En esencia, se hace pasar aire por un sistema que captura el CO2 y expulsa aire limpio. Tenemos una planta pequeña, de 1 kg, que lleva un par de años en funcionamiento. En agosto de este año abriremos otra de 10 toneladas como piloto, para aprender y, más adelante, escalar hasta una planta de un millón de toneladas. El mundo necesita tecnologías capaces de reducir las emisiones de CO2 de forma neta negativa, aunque hoy por hoy no sean competitivas en cuanto a costes. Esto solo se logrará aumentando el volumen y avanzando en la curva de aprendizaje.
Algo parecido ocurre con los SMR (Small Modular Reactors), que también son de los proyectos más prometedores. Mientras que el DAC lo veo como un objetivo más cercano a 2040, los SMR apuntan más a 2030. Cuando me sumé a la compañía, todavía estaban en fase de diseño, y hoy ese diseño está prácticamente finalizado. Son reactores basados en la misma tecnología de agua en ebullición (BWR) que conocemos, pero más pequeños, anclados en tierra y con sistemas de seguridad muy similares a los de las plataformas de petróleo. Usan un combustible ya existente y licenciado, de modo que el proceso es sencillo. Para que te hagas una idea, podríamos tener 300 MW en el estadio Santiago Bernabéu que funcionen de manera eficiente, segura, con una cobertura base del 97-98% y sin emitir carbono.
¿Por qué le ilusiona tanto?
Porque tenemos una joint venture con Hitachi en la que somos los operadores. En este proyecto ya hemos invertido cerca de 1.000 millones y tres clientes (Ontario Power Generation en Canadá, la Tennessee Valley Authority en Estados Unidos y Sinto, un grupo empresarial de Polonia) están participando, asumiendo riesgos y obligando a sus países (Canadá, Estados Unidos y Polonia) a coordinarse en materia de regulaciones y licencias.
La última audiencia para conseguir la licencia de construcción en Canadá ya ha tenido lugar, en dos fases, y la segunda terminó a finales de enero. Es cuestión de semanas que obtengamos la licencia. A partir de ahí, Ontario Power Generation (OPG) podrá emitir su Decisión Final de Inversión. Este sería el primer SMR que se construiría en un país del G7, lo que, en mi opinión, nos sitúa un paso por delante. OPG ya ha invertido varios cientos de millones en la preparación, pero necesita esa licencia para construir y formalizar los pedidos de los componentes más complejos, como el propio reactor.
Personalmente, estoy muy entusiasmada: creo que el mundo necesita la energía nuclear, y que esta tendrá un papel clave, ya sea con reactores grandes o pequeños. Nosotros nos centramos en los SMR y, aunque creemos llevar ventaja, no podemos confiarnos. Tras la FID de OPG, llegarán más proyectos: en el Reino Unido, con su programa Great British Nuclear (GBN); Fortum, en Finlandia, anunció recientemente que para su down selection eligió reactores de gran tamaño y, para SMR, nuestra tecnología. Además, estamos trabajando en Polonia y Suecia. Polonia, por ejemplo, está muy avanzada, con ocho proyectos grandes y pequeños.
En cuanto al diseño, la idea es lograr un SMR con un patrón lo más estandarizado posible. Lo llamamos internamente un "Black Box". La estandarización beneficia a todos, porque ahora estamos validando la tecnología, pero luego habrá que hacerla competitiva. Y ese es el gran reto desde el punto de vista de los costes, porque estamos compitiendo con gas más captura de CO2, gas con hidrógeno o eólica con baterías.
El sector nuclear se ha mantenido muy estable en los últimos años, incluso en modo de supervivencia, pero ahora necesita dar un salto: formar a la nueva generación de ingenieros, invertir en la cadena de suministro del combustible y demás. Por suerte, contamos con capacidad de fabricación en Wilmington y un acuerdo con Ensa en el País Vasco. También debemos desarrollar toda la cadena de suministro para los reactores modulares y colaborar con los constructores.
Volviendo a España, si analizamos su ecosistema, vemos que hay grandes eléctricas a nivel global, proveedores de soluciones y una amplia capacidad técnica. Así que GE Vernova España no solo trabaja para el mercado local, sino que también exporta. De hecho, si paseas por nuestras oficinas, encontrarás reuniones de alcance internacional. Creo que esto es positivo, ya que España puede convertirse en un hub, y considero que es algo muy beneficioso para todos.
¿Cuál es la ventaja de los SMR?
La tecnología es la misma, aunque la inversión varía bastante según el tamaño. Si hablamos de una planta nuclear de 1 GW en comparación con un SMR de 300 MW, el riesgo cambia notablemente. Además, el tiempo de construcción es más reducido. Parte del trabajo que estamos haciendo ahora consiste en definir qué módulos pueden fabricarse fuera del emplazamiento (para luego ensamblarlos), siempre con la idea de mantener un diseño estandarizado.
Puedes construir una gran instalación nuclear o varias más pequeñas; de hecho, el punto óptimo suele ser implantar cuatro reactores SMR en el mismo lugar. Así, vas terminando uno e inmediatamente puedes empezar el siguiente, lo que permite generar caja antes y reduce el impacto financiero. Además, en el caso de una planta de 1 GW, si necesitas 60 días de parada para mantenimiento, pierdes 1 GW completo, mientras que con reactores de 300 MW, cada uno se desconecta individualmente, y el resto continúa operando.
Ahora bien, aún no hemos validado estos sistemas a gran escala, de ahí la importancia de los primeros proyectos piloto. En la mayoría de casos, cuentan con un respaldo público para reducir riesgos, como en Ontario (Canadá) o el Reino Unido. Polonia, por su parte, se inclina más hacia el ámbito privado, aunque puede haber mecanismos estatales de apoyo. En EEUU, el Departamento de Energía está valorando ofrecer préstamos y, en algunos casos, subvenciones (por ejemplo, la TVA se ha presentado a una de ellas). Se han formado consorcios donde participan tanto eléctricas tradicionales como desarrolladores y consumidores, que podrían firmar PPAs en distintas fases, según la evolución de los costes.
Creo que si todo se hace bien, será un cambio radical no solo para Vernova, sino para el mundo. Muchos hablan del propósito de ciertas compañías y líderes; en nuestro caso, no solo construimos, sino que también contribuimos a cubrir una necesidad global.
¿Cómo ve el riesgo del proteccionismo?
En algunos lugares podrían surgir limitaciones de venta o requerimientos adicionales, pero, en general, cuando hablamos de nuclear y del "trilema energético", cumple con los objetivos de independencia, disponibilidad y sostenibilidad. Para mí, lo crucial es el caso de Ontario Power Generation (OPG), porque pasamos de la fase de diseño a la fase de construcción real. Identifico tres grandes hitos: la Decisión Final de Inversión (FID), la colocación del primer componente nuclear en el emplazamiento (cuando "bajemos el reactor") y, por último, la entrada en operación comercial (COD). Todo esto debería suceder antes de que termine la década. A medida que avancemos en esas etapas e inspiremos más confianza, se acelerarán muchos procesos. Desde luego, buena parte de mi tiempo se destina a estos proyectos, y lo asumo con optimismo.
¿Superará este negocio al del gas a partir de 2030?
Sinceramente, no lo creo. El gas sigue siendo –y probablemente seguirá siendo– la actividad principal. Pero si lo combinamos con la electrificación, seguimos ante una competencia sana. Compañías como la nuestra, con vocación de abarcar múltiples tecnologías, deben también crear las soluciones del futuro. Una vez más, no será una u otra, sino una combinación de ambas.
En relación con el plan estratégico, no sé si os habéis marcado un objetivo concreto de capacidad de generación a instalar en los próximos años. Creo recordar que no lo habéis establecido.
A día de hoy, generamos el 25% de la electricidad —uno de cada cuatro electrones— y ese es nuestro punto de partida.
En el área de gas, la cuota es incluso mayor, considerablemente más alta. De cara al futuro, también trabajamos en la parte de electrificación y transmisión, aunque esa actividad no se incluye en la misma métrica. Por tanto, no disponemos de un objetivo formal de nueva capacidad instalada, más allá de la posición relevante que ya tenemos en estos mercados.
¿Cómo reaccionaron al fallo de sus turbinas eólicas en el proyecto de Vineyard Wind, de Iberdrola?
Lo tomamos con muchísima seriedad. Yo me involucré personalmente debido al tipo de cliente con el que trabajábamos. Colaboramos de forma muy estrecha y realizamos un análisis de causas raíz muy exhaustivo. Efectivamente, tuvimos un problema de calidad en nuestra planta de Canadá, pero hemos aplicado las medidas adecuadas para corregirlo.
Creo que todo el sector ha tenido —o sigue teniendo— problemas de calidad. Pero en GE Vernova, este incidente nos ha servido para realizar un "reset" total. Hoy en día, no sale ni una sola pala de nuestras fábricas (en Canadá, Francia o España, por ejemplo la de Castellón) sin que un robot le tome 7.000 fotografías. Es decir, a la inspección que ya se hacía, hemos añadido esta herramienta, y además hemos hecho los procesos mucho más robustos.
Antes te comentaba que, a la hora de definir nuestro modo de trabajo y la metodología de mejora continua, nos centramos en la secuencia S - Q - D - C:
1. Safety (Seguridad)
2. Quality (Calidad)
3. Delivery (Entrega)
4. Cost (Coste)
En ese orden. Con este incidente, hemos reforzado enormemente el segundo punto: la calidad.
Hoy entendemos que nuestros clientes pueden aceptar ciertas condiciones de espera e incluso determinadas condiciones económicas, pero no tolerarán fallos de calidad ni retrasos en la fecha comprometida. Para ello, tenemos indicadores específicos que monitorizan nuestro desempeño.
Fue un suceso que nadie desea experimentar pero, una vez ocurrido, hay que extraer enseñanzas de él y aprovecharlo como oportunidad de mejora. Estos ocho meses —desde julio del año pasado— han supuesto un gran esfuerzo para todo el equipo de Wind, que sale reforzado y más sólido. Ahora estamos en la última fase. La planta ya está operativa, y pese a que en invierno las condiciones son más complicadas, el plan previsto es completar el proyecto antes de que acabe el año.
En definitiva, sí, tuvimos un problema, pero hemos aprendido de la experiencia y hemos salido mucho más fuertes. Valoro enormemente el trabajo que está haciendo el equipo de Wind; de verdad siento un gran respeto por su dedicación.
No sé si estáis contemplando algún cambio significativo o si ya tenéis muy avanzado todo el tema de la digitalización, la flexibilidad de la demanda o la agregación, considerando que procedéis de una compañía con un marcado perfil digital antes de la separación.
Veo que se están abordando muchas cuestiones a la vez. Nuestra forma de entenderlo parte del concepto "Power for X". Cuando pensamos en el sistema de electrificación, incluimos tanto la red (grid) y su automatización como la parte de conversión. A esto sumamos una línea de negocio centrada en el software de electrificación, que resulta clave para la previsión de la demanda. Por un lado, hay que reforzar la infraestructura física de la red para que sea cada vez más resiliente; por otro, necesitamos obtener el máximo rendimiento de la red actual y de la futura, lo que implica entender la demanda, detectar posibles cuellos de botella, prever la oferta y tomar decisiones de forma más inteligente y en tiempo real. Contamos con productos enfocados a este objetivo y estamos realizando una inversión muy importante en esta área.
Por otro lado, la digitalización forma parte de nuestro día a día en todos los niveles. Recopilamos datos de todas las turbinas de gas para optimizar el mantenimiento preventivo, y también digitalizamos los procesos back-office para hacerlos más eficientes. En definitiva, es una apuesta muy sólida que cuenta con el respaldo del CEO y de todo el comité de dirección.
¿Qué le parece la moda del Made in Europe o el Made in América?
En cuanto al Made in Europe o el Made in America (o incluso Made in Middle East), estamos observando este fenómeno en todas partes, lo cual puede plantear ciertas barreras. Sin embargo, para una compañía global como la nuestra, tenemos plantas de producción en diversos países. Por ejemplo, en España contamos con 13 centros de fabricación de distintos tamaños y dedicados a diversos negocios: algunos producen componentes para el mercado local, otros son centros de excelencia para exportar a otros lugares, etcétera. En definitiva, nuestro cadena de suministro es global.
Dependiendo de dónde esté la demanda, puede resultar conveniente hacer nuevas inversiones, ampliar la capacidad existente o cumplir determinados requisitos en cada región. Si hace unas semanas anunciamos 600 millones de inversión en Estados Unidos, es porque la demanda allí está creciendo a gran velocidad; pero también estuvimos en Arabia Saudí, donde organizamos un 'Supplier's Day' y llevamos a cabo la primera parada de mantenimiento de una turbina de gas con un equipo totalmente local, ya que la demanda en esa zona lo hace posible.
Esa es nuestra forma de entender la cadena de suministro: un enfoque global adaptado a cada contexto local. En cuanto a España, ya disponemos de esos 13 centros de producción, y hay proyectos vinculados a la eólica o a la electrificación que se están desarrollando, por ejemplo, en el País Vasco para exportación a otros mercados.
¿Podrían llegar más inversiones?
Tendremos que ver cómo evolucionan las necesidades de cada negocio. Dicho esto, en el grupo valoramos positivamente a España como mercado. Se habla mucho de reindustrialización y del fuerte crecimiento de la demanda, y desde nuestro punto de vista, uno de los grandes activos del país es su talento: hay un ecosistema muy sólido de profesionales, empresas y clientes. De hecho, en nuestra organización tenemos un headquarter disperso —el CEO, el CFO, el HR y el General Counsel están en Cambridge, pero el resto del equipo directivo está repartido—, así que cada pocos meses nos reunimos durante una semana. La primera reunión de este año la celebramos en Madrid, coincidiendo con la reinauguración de nuestra oficina.
Además, dentro de dos semanas vamos a organizar un EPC Summit global precisamente aquí en España. ¿Por qué aquí? Porque hay muchas grandes empresas de ingeniería, suministro y construcción, porque los grandes hyperscalers están interesados en ubicar centros de datos en este país y porque tenemos clientes de gran relevancia. Dicho de otro modo, la apuesta por España no es solo una ilusión local; realmente existe interés por parte de las multinacionales en el potencial de este mercado.
¿Tienen interés en el negocio de los electrolizadores?
En cuanto a los electrolizadores, hemos evaluado la posibilidad de entrar en ese mercado, pero de momento lo consideramos un producto demasiado "commoditizado". Nuestra estrategia se enfoca en tecnologías más complejas, como transformadores, inversores y demás componentes de transmisión y distribución, que forman parte de las redes inteligentes. Son precisamente los dos sectores que más están creciendo: gas y electrificación. Además, hay un gran interés por la energía nuclear, aunque aún no se traduce en pedidos concretos —pero es probable que llegue en los próximos años.
¿Van a llevar a cabo cambios en sus políticas de ESG?
Sobre los objetivos ESG, los tenemos muy definidos: queremos ser neutros en emisiones de Alcance 1 y 2 para 2030. El año pasado publicamos nuestro primer informe de sostenibilidad, con cuatro ejes prioritarios: reducir emisiones, descarbonizar nuestras operaciones y prestar especial atención a la parte social y de derechos humanos. Además, en 2022 decidimos no embarcarnos en nuevos proyectos de carbón, aunque mantenemos los que ya están en funcionamiento, puesto que el mundo aún los requiere.
Por último, nuestro plan estratégico se ha ajustado recientemente debido a la aceleración del mercado. Para 2024 prevemos unos ingresos (revenues) de 34.000 millones, para 2025 en torno a 36.000-37.000 millones y, para 2028, hemos elevado la cifra a 44.000 millones. En ese período, esperamos lograr un free cash flow acumulado de aproximadamente 14.000 millones. En definitiva, la evolución está siendo muy positiva.
¿Cuál es su foco ahora mismo?
En primer lugar, mantenemos una gran dosis de humildad frente a un mercado con altísimas expectativas. Nuestro reto principal consiste en cumplir con todos los compromisos de entrega que hemos asumido. Como comentaba recientemente, una de las cosas que más me desvela es lograr poner en marcha nuestro primer 'Small Modular Reactor' (SMR), porque considero que será un 'game changer' en el sector.
Además, resulta esencial garantizar la seguridad y la calidad en todas nuestras operaciones, tanto para nuestros empleados como para clientes y proveedores. Hoy en día, el mundo deposita enormes expectativas en GE Vernova, y esa sensación de "ser necesarios" nos motiva, pero también implica mucha responsabilidad. Por eso nos lo tomamos con toda la seriedad que merece y nos centramos en entregar aquello a lo que nos hemos comprometido.
