Exelon Corp.-din Illinois, care ar urma să fie scoase din funcțiune înainte de termen, au avut în ultima vreme marje financiare în scădere, potrivit unei analize care utilizează modelul de costuri de producție la nivel de uzină al S&P Global Market Intelligence.
Citând provocările economice datorate combinației de perioade prelungite de scădere a prețurilor angro ale energiei electrice, regulile de piață care permit „centralelor pe bază de combustibili fosili să liciteze mai puțin decât resursele nepoluante” în cadrul licitației de capacitate PJM Interconnection și lipsa de sprijin guvernamental care să recunoască atributele de energie curată ale producției nucleare, Exelon Generation Co. LLC a anunțat la 27 august că intenționează să își retragă centralele nucleare Byron, de 2.346 MW, și Dresden, de 1.805 MW, în septembrie 2021 și, respectiv, noiembrie 2021.
Subsidiara Exelon Corp. a adăugat că Braidwood Generating Station, de 2.384 MW, și LaSalle County Generating Station, de 2.313 MW, „prezintă, de asemenea, un risc ridicat de închidere prematură”, deși compania nu a proiectat încă nicio dată de închidere pentru aceste centrale.
Centrala Dresden cu două unități din comitatul Grundy, prima dintre cele patru centrale din nordul Illinois care a intrat în funcțiune, la începutul anilor 1970, este autorizată să funcționeze până în 2029 și 2031. Braidwood din comitatul Will, Byron din comitatul Ogle și LaSalle din comitatul LaSalle, toate au început să funcționeze la mijlocul sau la sfârșitul anilor 1980 și sunt autorizate să funcționeze până în anii 2040.
Aceste instalații au avut o producție netă combinată de 74.9 milioane de MWh în 2019, la factori de capacitate de până la 95,0%.
O comparație a cheltuielilor de operare și întreținere modelate, sau O&M, la centralele nucleare cu prețurile angro ale energiei electrice arată că costurile de operare depășesc valorile spot ale energiei electrice din ultima vreme. Pentru perioada ianuarie-august 2020, costurile O&M modelate au fost de peste 24 de dolari/MWh în cazul Dresden și s-au întins de la 20 de dolari/MWh la 21 de dolari/MWh la Braidwood, Byron și LaSalle, în timp ce prețul mediu al energiei electrice pentru ziua următoare în jurul valorii de 24 de ore la PJM Northern Illinois hub în aceeași perioadă a fost de aproape 19 dolari/MWh. Presiunea recentă asupra prețurilor la energie electrică a inclus efectul moderator al pandemiei de coronavirus asupra cererii, combinat cu prețurile scăzute ale gazelor naturale.
În cele trei perioade precedente de un an întreg, cheltuielile O&M modelate la cele patru centrale nucleare s-au întins, în mod similar, până la nivelul scăzut de 20 $/MWh, în timp ce prețul energiei electrice la PJM Northern Illinois s-a situat inițial în medie la nivelul ridicat de 20 $/MWh în 2017 și 2018, apoi s-a retras la nivelul scăzut de 20 $/MWh în 2019.
Exelon a avertizat la începutul anului 2019 cu privire la viitorul Braidwood, Byron și Dresden, invocând motive similare. O analiză Market Intelligence a găsit atunci costurile O&M pentru cele trei centrale la aproximativ între 23 $/MWh și 24,25 $/MWh, în general sub prețurile cu ridicata ale energiei electrice la hub-ul PJM Northern Illinois, care au fost în medie de 28,51 $/MWh în 2018.
Observatorii din industrie au remarcat că anunțul Exelon de a închide Byron și Dresden ar putea exercita presiuni asupra legislatorilor din Illinois pentru a subvenționa centralele. Celelalte două centrale nucleare ale Exelon din Illinois – centrala Clinton Power Station de 1.078 MW din comitatul De Witt și instalația Quad Cities de 1.819 MW din comitatul Rock Island – sunt deja compensate prin intermediul inițiativei de credite de emisii zero a statului. Clinton funcționează pe piața Midcontinent ISO, iar Quad Cities, pe baza proprietății sale, este împărțită, cu 75% din capacitatea sa angajată în PJM și restul în MISO.
.