Exelon Corp.die sich im Besitz von Exelon Corp. befinden und vorzeitig stillgelegt werden sollen, hatten in letzter Zeit sinkende finanzielle Margen. Dies geht aus einer Analyse hervor, die auf dem Produktionskostenmodell von S&P Global Market Intelligence auf Anlagenebene basiert.
Unter Berufung auf die wirtschaftlichen Herausforderungen, die sich aus der Kombination von anhaltend niedrigen Großhandelspreisen für Strom, Marktregeln, die es „fossilen Kraftwerken ermöglichen, saubere Ressourcen zu unterbieten“, und der mangelnden Unterstützung durch die Regierung, die die Eigenschaften der Kernenergie als saubere Energie anerkennt, ergeben, hat Exelon Generation Co. LLC gab am 27. August bekannt, dass sie plant, ihre 2.346-MW-Kernkraftwerke Byron und 1.805-MW-Kernkraftwerke Dresden im September 2021 bzw. im November 2021 stillzulegen.
Die Tochtergesellschaft der Exelon Corp. fügte hinzu, dass die 2.384-MW Braidwood Generating Station und die 2.313-MW LaSalle County Generating Station „ebenfalls ein hohes Risiko für eine vorzeitige Stilllegung aufweisen“, obwohl das Unternehmen noch keine Termine für die Stilllegung dieser Anlagen vorgesehen hat.
Das aus zwei Blöcken bestehende Kraftwerk Dresden in Grundy County, das erste der vier Kraftwerke im Norden von Illinois, das Anfang der 70er Jahre in Betrieb genommen wurde, hat eine Betriebsgenehmigung für die Jahre 2029 und 2031. Braidwood in Will County, Byron in Ogle County und LaSalle in LaSalle County wurden alle Mitte bis Ende der 1980er Jahre in Betrieb genommen und haben eine Betriebsgenehmigung bis in die 2040er Jahre.
Diese Anlagen hatten eine kombinierte Nettoerzeugung von 74.9 Millionen MWh im Jahr 2019 bei Kapazitätsfaktoren von 95,0 %.
Ein Vergleich der modellierten Betriebs- und Wartungskosten (O&M) der Kernkraftwerke mit den Großhandelspreisen für Strom zeigt, dass die Betriebskosten in letzter Zeit über den Spot-Stromwerten lagen. Von Januar bis August 2020 betrugen die modellierten O&M-Kosten für Dresden mehr als 24 $/MWh und für Braidwood, Byron und LaSalle zwischen 20 $/MWh und 21 $/MWh, während der Durchschnittspreis für Day-ahead-Strom am PJM-Nord-Illinois-Hub im selben Zeitraum bei 19 $/MWh lag. Der jüngste Druck auf die Strompreise war unter anderem auf die dämpfende Wirkung der Coronavirus-Pandemie auf die Nachfrage in Verbindung mit niedrigen Erdgaspreisen zurückzuführen.
In den drei vorangegangenen Ganzjahreszeiträumen bewegten sich die modellierten O&M-Kosten der vier Kernkraftwerke in ähnlicher Weise um die niedrigen 20 $/MWh, während der Strompreis an PJM Northern Illinois in den Jahren 2017 und 2018 zunächst im Durchschnitt bei hohen 20 $/MWh lag und dann im Jahr 2019 in die niedrigen 20 $/MWh zurückfiel.
Exelon warnte Anfang 2019 vor der Zukunft von Braidwood, Byron und Dresden und führte ähnliche Gründe an. Eine Analyse von Market Intelligence ergab, dass die O&M-Kosten für die drei Kraftwerke etwa zwischen 23 $/MWh und 24,25 $/MWh liegen, was im Allgemeinen unter den Großhandelspreisen für Strom am PJM-Nord-Illinois-Hub liegt, die 2018 im Durchschnitt 28,51 $/MWh betrugen.
Branchenbeobachter merkten an, dass Exelons Ankündigung, Byron und Dresden abzuschalten, die Gesetzgeber von Illinois unter Druck setzen könnte, die Kraftwerke zu subventionieren. Die beiden anderen Kernkraftwerke von Exelon in Illinois – das 1.078-MW-Kraftwerk Clinton in De Witt County und das 1.819-MW-Kraftwerk Quad Cities in Rock Island County – werden bereits durch die Initiative des Bundesstaates für Null-Emissions-Gutschriften entschädigt. Clinton ist auf dem Midcontinent-ISO-Markt tätig, und Quad Cities ist aufgrund seiner Eigentumsverhältnisse aufgeteilt, wobei 75 % seiner Kapazität an PJM und der Rest an MISO gebunden ist.