Exelon Corp.di proprietà di Exelon Corp. in Illinois eyed per il pensionamento anticipato hanno avuto margini finanziari in declino di recente, secondo un’analisi usando il modello di costo di produzione a livello di impianto di S&P Global Market Intelligence.
Citando sfide economiche dovute alla combinazione di periodi prolungati di depressione dei prezzi dell’energia all’ingrosso, regole di mercato che permettono “agli impianti a combustibile fossile di sottoquotare le risorse pulite” nell’asta di capacità di PJM Interconnection, e la mancanza di supporto del governo che riconosce le caratteristiche di energia pulita della generazione nucleare, Exelon Generation Co. LLC ha annunciato il 27 agosto che prevede di mandare in pensione le sue centrali nucleari di Byron da 2.346 MW e di Dresda da 1.805 MW rispettivamente nel settembre 2021 e nel novembre 2021.
La filiale di Exelon Corp. ha aggiunto che la Braidwood Generating Station da 2.384 MW e la LaSalle County Generating Station da 2.313 MW sono “anche ad alto rischio di chiusura prematura”, sebbene la società non abbia ancora previsto alcuna data di chiusura per quelle centrali.
L’impianto a due unità di Dresda nella contea di Grundy, il primo dei quattro impianti dell’Illinois settentrionale ad entrare in servizio, nei primi anni ’70, è autorizzato a funzionare fino al 2029 e 2031. Braidwood nella contea di Will, Byron nella contea di Ogle e LaSalle nella contea di LaSalle hanno iniziato a funzionare a metà o alla fine degli anni ’80 e sono autorizzati a funzionare fino al 2040.
Questi impianti avevano una generazione netta combinata di 74.9 milioni di MWh nel 2019 con fattori di capacità verso l’alto del 95,0%.
Un confronto tra le spese modellate per le operazioni e la manutenzione, o O&M, presso le centrali nucleari rispetto ai prezzi dell’energia all’ingrosso mostra costi operativi superiori ai valori spot dell’elettricità negli ultimi tempi. Per gennaio-agosto 2020, i costi modellati di O&M erano più di $24/MWh nel caso di Dresda e andavano da $20/MWh a $21/MWh a Braidwood, Byron e LaSalle, mentre il prezzo medio dell’energia day-ahead around-the-clock al PJM Northern Illinois hub nello stesso periodo era vicino a $19/MWh. La recente pressione sui prezzi dell’energia ha incluso l’effetto di smorzamento della pandemia di coronavirus sulla domanda, abbinata a bassi prezzi del gas naturale.
Nei tre precedenti periodi di un anno intero, le spese modellate di O&M delle quattro centrali nucleari hanno analogamente spaziato sui bassi $20/MWh, mentre il prezzo dell’energia al PJM Northern Illinois inizialmente si è attestato in media sugli alti $20/MWh nel 2017 e 2018, poi ha tirato indietro nei bassi $20/MWh nel 2019.
Exelon ha avvertito all’inizio del 2019 sul futuro di Braidwood, Byron e Dresden, citando ragioni simili. Un’analisi di Market Intelligence ha poi trovato costi O&M per i tre impianti a circa tra $ 23/MWh e $ 24,25/MWh, generalmente al di sotto dei prezzi dell’energia all’ingrosso all’hub PJM dell’Illinois settentrionale, che nel 2018 ha registrato una media di $ 28,51/MWh.
Gli osservatori del settore hanno notato che l’annuncio di Exelon di chiudere Byron e Dresden potrebbe fare pressione sui legislatori dell’Illinois per sovvenzionare gli impianti. Gli altri due impianti nucleari di Exelon in Illinois – la Clinton Power Station da 1.078 MW nella contea di De Witt e l’impianto da 1.819 MW di Quad Cities nella contea di Rock Island – sono già compensati attraverso l’iniziativa statale dei crediti a zero emissioni. Clinton opera nel mercato Midcontinent ISO, e Quad Cities, in base alla sua proprietà, è divisa, con il 75% della sua capacità impegnata a PJM e il resto a MISO.