Las plantas nucleares de Exelon Corp.Las centrales nucleares de Illinois, propiedad de Exelon Corp., han tenido márgenes financieros decrecientes en los últimos tiempos, según un análisis realizado con el modelo de costes de producción a nivel de planta de S&P Global Market Intelligence.
Aludiendo a los problemas económicos debidos a la combinación de períodos prolongados de precios bajos de la energía al por mayor, a las normas del mercado que permiten que «las centrales de combustibles fósiles ofrezcan menos recursos limpios» en la subasta de capacidad de la Interconexión PJM y a la falta de apoyo gubernamental que reconozca los atributos de energía limpia de la generación nuclear, Exelon Generation Co. LLC anunció el 27 de agosto que planea retirar sus centrales nucleares de Byron, de 2.346 MW, y de Dresden, de 1.805 MW, en septiembre de 2021 y noviembre de 2021, respectivamente.
La filial de Exelon Corp. añadió que la estación generadora de Braidwood, de 2.384 MW, y la estación generadora del condado de LaSalle, de 2.313 MW, «también corren un alto riesgo de cierre prematuro», aunque la empresa aún no ha proyectado ninguna fecha de cierre para esas centrales.
La central de dos unidades de Dresden, en el condado de Grundy, la primera de las cuatro centrales del norte de Illinois que entró en servicio, a principios de los años 70, tiene licencia para operar hasta 2029 y 2031. Braidwood, en el condado de Will, Byron, en el condado de Ogle, y LaSalle, en el condado de LaSalle, empezaron a funcionar a mediados y finales de la década de 1980 y tienen licencia para operar hasta la década de 2040.
Estas instalaciones tenían una generación neta combinada de 74.9 millones de MWh en 2019 con factores de capacidad al alza del 95,0%.
Una comparación de los gastos de operación y mantenimiento modelados, o O&M, en las centrales nucleares con los precios de la energía al por mayor muestran que los costes de operación superan los valores de electricidad al contado de los últimos tiempos. Para enero-agosto de 2020, los costes de O&M modelados fueron de más de 24 $/MWh en el caso de Dresden y oscilaron entre 20 $/MWh y 21 $/MWh en Braidwood, Byron y LaSalle, mientras que el precio medio de la electricidad al día en el centro de PJM del norte de Illinois durante el mismo periodo fue de casi 19 $/MWh. La presión reciente sobre los precios de la electricidad incluyó el efecto amortiguador de la pandemia de coronavirus sobre la demanda, junto con los bajos precios del gas natural.
En los tres períodos completos anteriores, los gastos de O&M modelados en las cuatro plantas nucleares abarcaron de manera similar los bajos 20 $/MWh, mientras que el precio de la energía en PJM Northern Illinois promedió inicialmente en los altos 20 $/MWh en 2017 y 2018 para luego retroceder a los bajos 20 $/MWh en 2019.
Exelon advirtió a principios de 2019 sobre el futuro de Braidwood, Byron y Dresden, citando razones similares. Un análisis de Market Intelligence encontró entonces que los costos de O&M para las tres plantas estaban aproximadamente entre 23 $/MWh y 24,25 $/MWh, generalmente por debajo de los precios de la energía al por mayor en el centro de PJM del norte de Illinois, que promediaron 28,51 $/MWh en 2018.
Los observadores de la industria señalaron que el anuncio de Exelon de cerrar Byron y Dresden podría presionar a los legisladores de Illinois para subsidiar las plantas. Las otras dos centrales nucleares de Exelon en Illinois -la central de Clinton, de 1.078 MW, en el condado de De Witt, y la de Quad Cities, de 1.819 MW, en el condado de Rock Island- ya reciben compensaciones a través de la iniciativa estatal de créditos de emisiones cero. Clinton opera en el mercado Midcontinent ISO, y Quad Cities, en función de su propiedad, está dividida, con un 75% de su capacidad comprometida con PJM y el resto con MISO.