Les centrales nucléaires d’Exelon Corp.-.dans l’Illinois qui devraient être mises à la retraite anticipée ont vu leurs marges financières diminuer ces derniers temps, selon une analyse utilisant le modèle de coût de production au niveau de l’usine de S&P Global Market Intelligence.
Citant des défis économiques dus à la combinaison de périodes prolongées de prix de gros déprimés de l’électricité, de règles de marché permettant aux « centrales à combustibles fossiles de sous-enchérir les ressources propres » dans la vente aux enchères de capacité de l’interconnexion PJM, et le manque de soutien gouvernemental reconnaissant les attributs d’énergie propre de la production nucléaire, Exelon Generation Co. LLC a annoncé le 27 août qu’elle prévoyait de mettre à la retraite ses centrales nucléaires de Byron (2 346 MW) et de Dresden (1 805 MW) en septembre 2021 et novembre 2021, respectivement.
La filiale d’Exelon Corp. a ajouté que la centrale de Braidwood (2 384 MW) et la centrale de LaSalle County (2 313 MW) sont « également à haut risque de fermeture prématurée », bien que la société n’ait pas encore prévu de dates de fermeture pour ces centrales.
La centrale de deux unités de Dresden dans le comté de Grundy, la première des quatre centrales du nord de l’Illinois à entrer en service, au début des années 1970, est autorisée à fonctionner jusqu’en 2029 et 2031. Braidwood dans le comté de Will, Byron dans le comté d’Ogle et LaSalle dans le comté de LaSalle ont toutes commencé à fonctionner au milieu ou à la fin des années 1980 et sont autorisées à fonctionner jusqu’aux années 2040.
Ces installations avaient une production nette combinée de 74.9 millions de MWh en 2019 à des facteurs de capacité à la hausse de 95,0 %.
Une comparaison des dépenses modélisées d’exploitation et de maintenance, ou O&M, des centrales nucléaires avec les prix de gros de l’électricité montre que les coûts d’exploitation dépassent les valeurs spot de l’électricité de la fin. Pour la période janvier-août 2020, les coûts O&M modélisés étaient supérieurs à 24 $/MWh dans le cas de Dresden et s’échelonnaient entre 20 $/MWh et 21 $/MWh à Braidwood, Byron et LaSalle, alors que le prix moyen de l’électricité day-ahead 24 heures sur 24 au hub PJM Northern Illinois sur la même période était proche de 19 $/MWh. La pression récente sur les prix de l’électricité comprenait l’effet modérateur de la pandémie de coronavirus sur la demande, jumelé à de faibles prix du gaz naturel.
Au cours des trois périodes annuelles précédentes, les dépenses modélisées d’O&M des quatre centrales nucléaires s’étendaient de manière similaire aux faibles 20 $/MWh, tandis que le prix de l’électricité à PJM Northern Illinois s’est d’abord situé en moyenne dans les 20 $/MWh élevés en 2017 et 2018, puis s’est replié dans les faibles 20 $/MWh en 2019.
Exelon a mis en garde début 2019 sur l’avenir de Braidwood, Byron et Dresden, citant des raisons similaires. Une analyse de Market Intelligence a alors trouvé des coûts O&M pour les trois centrales à peu près entre 23 $/MWh et 24,25 $/MWh, généralement inférieurs aux prix de gros de l’électricité au hub PJM de l’Illinois du Nord, qui étaient en moyenne de 28,51 $/MWh en 2018.
Les observateurs de l’industrie ont noté que l’annonce d’Exelon de fermer Byron et Dresden pourrait faire pression sur les législateurs de l’Illinois pour subventionner les centrales. Les deux autres centrales nucléaires d’Exelon dans l’Illinois – la centrale de Clinton, d’une puissance de 1 078 MW, dans le comté de De Witt, et la centrale de Quad Cities, d’une puissance de 1 819 MW, dans le comté de Rock Island – sont déjà indemnisées par l’initiative de crédits d’émissions zéro de l’État. Clinton opère sur le marché Midcontinent ISO, et Quad Cities, sur la base de sa propriété, est divisée, avec 75% de sa capacité engagée à PJM et le reste à MISO.