Exelon Corp.-eigen kerncentrales in Illinois die vervroegd met pensioen zouden gaan, hebben de laatste tijd dalende financiële marges gehad, volgens een analyse met behulp van het productiekostenmodel op plantniveau van S&P Global Market Intelligence.
Gezien de economische uitdagingen als gevolg van de combinatie van langdurige perioden van lage groothandelsprijzen voor elektriciteit, marktregels die “centrales die fossiele brandstoffen gebruiken minder bieden dan schone bronnen” in de capaciteitsveiling van PJM Interconnection, en het gebrek aan overheidssteun voor de erkenning van de kenmerken van schone energie van nucleaire opwekking, heeft Exelon Generation Co. LLC kondigde 27 augustus aan dat het van plan is om zijn 2.346-MW Byron en 1.805-MW Dresden kerncentrales in september 2021 en november 2021 met pensioen te laten gaan, respectievelijk.
De Exelon Corp. dochter voegde eraan toe dat de 2.384-MW Braidwood Generating Station en 2.313-MW LaSalle County Generating Station “ook een hoog risico lopen op voortijdige sluiting,” hoewel het bedrijf nog geen sluitingsdata voor die centrales heeft geprojecteerd.
De twee-eenheid van de Dresden-centrale in Grundy County, de eerste van de vier centrales in Noord-Illinois die in het begin van de jaren zeventig in bedrijf werd genomen, heeft een vergunning om tot 2029 en 2031 te functioneren. Braidwood in Will County, Byron in Ogle County en LaSalle in LaSalle County zijn alle halverwege tot eind jaren 1980 in bedrijf genomen en hebben een exploitatievergunning tot de jaren 2040.
Deze faciliteiten hadden een gecombineerde nettoproductie van 74.9 miljoen MWh in 2019 bij capaciteitsfactoren naar boven van 95,0%.
Een vergelijking van de gemodelleerde exploitatie- en onderhoudskosten, of O&M, van de kerncentrales met de groothandelsprijzen voor elektriciteit toont aan dat de exploitatiekosten de spotwaarde voor elektriciteit van de laatste tijd overschrijden. Voor januari-augustus 2020 bedroegen de gemodelleerde O&M-kosten meer dan $ 24/MWh in het geval van Dresden en varieerden ze van $ 20/MWh tot $ 21/MWh bij Braidwood, Byron en LaSalle, terwijl de gemiddelde prijs van around-the-clock day-ahead stroom op de hub van PJM Northern Illinois in dezelfde periode in de buurt van $ 19/MWh lag. Recente druk op de elektriciteitsprijzen omvatte het dempende effect van de coronavirus pandemie op de vraag in combinatie met lage aardgasprijzen.
In de drie voorgaande periodes van een heel jaar overspanden gemodelleerde O&M-uitgaven bij de vier kerncentrales op vergelijkbare wijze de lage $ 20s / MWh, terwijl de stroomprijs op PJM Northern Illinois aanvankelijk gemiddeld in de hoge $ 20s / MWh in 2017 en 2018 lag en vervolgens terugtrok naar de lage $ 20s / MWh in 2019.
Exelon waarschuwde begin 2019 voor de toekomst van Braidwood, Byron en Dresden, onder vermelding van vergelijkbare redenen. Een Market Intelligence-analyse vond toen O&M-kosten voor de drie centrales op ruwweg tussen $ 23 / MWh en $ 24,25 / MWh, over het algemeen onder de groothandelsprijzen voor elektriciteit op de PJM Northern Illinois-hub, die in 2018 gemiddeld $ 28,51 / MWh bedroegen.
Industrie-waarnemers merkten op dat de aankondiging van Exelon om Byron en Dresden te sluiten, Illinois-wetgevers onder druk zou kunnen zetten om de centrales te subsidiëren. De twee andere kerncentrales van Exelon in Illinois – de 1.078-MW Clinton Power Station in De Witt County en de 1.819-MW Quad Cities-faciliteit in Rock Island County – worden al gecompenseerd via het nul-emissiekredietinitiatief van de staat. Clinton opereert in de Midcontinent ISO-markt, en Quad Cities, op basis van zijn eigendom, is gesplitst, met 75% van zijn capaciteit gecommitteerd aan PJM en de rest aan MISO.