USA: Dekade des Wachstums für Gaskraftwerke ist vorbei

23.8.2023 Neue Projekte für erneuerbare Energien und Batteriespeicher führen zu hohen Risken für fossile Kraftwerke

Privates Kapital, vor allem schwer zu verfolgende Private-Equity-Investitionen (PE), haben im letzten Jahrzehnt den größten Energiemarkt des Landes, PJM, umgestaltet. PJM ist eine regionale Übertragungsorganisation, die Großhandelsstrom an alle oder Teile von 13 Bundesstaaten und den District of Columbia, darunter Ohio, Pennsylvania, West Virginia, New Jersey, Maryland und den größten Teil von Virginia liefert.

Seit 2011 hat privates Kapital die Entwicklung von fast 29.000 Megawatt (MW) erdgasbefeuerter Gas- und Dampfkraftwerks-Kapazität in den USA finanziert – mehr als 80 % der Gesamtleistung. Insgesamt besitzt privates Kapital mittlerweile rund 60 % der Kapazität zur Erzeugung fossiler Brennstoffe im PJM. Dieser Ausbau war für Entwickler profitabel, aber neue Marktrisiken verändern die Finanzaussichten, wie ein Bericht des Institute for Energy Economics and Financial Analysis (IEEFA) mit dem Titel „ Private Equity in PJM: Growing Financial Risks“ aufzeigt.

Es ist der erste einer Reihe von drei Berichten, die das zunehmende Risikoumfeld im PJM untersuchen. „Private Equity in PJM: Growing Financial Risks“ wirft einen genauen Blick darauf, wie die finanziellen Risiken, mit denen PE- und andere Privatunternehmen jetzt konfrontiert sind. Risiken, die erheblich zunehmen – und damit in scharfem Kontrast zum vorherigen starken, stetigen Wachstum der 2010er Jahre stehen. Dieser jahrzehntelange Wachstumsschub wurde durch relativ hohe und relativ stabile Kapazitätsauktionspreise gestützt; Diese Preise sind aber eingebrochen und haben sowohl bestehende als auch neue Entwickler unter Druck gesetzt.

„ In den letzten Jahren hat sich das Risikoumfeld für PE- und Private-Capital-Gasanlagen in PJM massivst verändert. „In den 2010er Jahren kam es zu einem starken Ausbau neuer Kapazitäten mit relativ geringem Risiko “, sagt Dennis Wamsted, IEEFA-Energieanalyst und Autor des Berichts. „ Die Situation ist heute umgekehrt. Der Ausbau ist im Wesentlichen abgeschlossen und die Risiken häufen sich schnell.”

Erstens sind die Preise für hohe Kapazitäten, die in den 2010er Jahren vorherrschten, verschwunden, wobei die letzten drei regionalen Auktionspreise im Durchschnitt bei weniger als 40 US-Dollar/MW/Tag und damit deutlich unter dem Durchschnitt von 115 US-Dollar/MW/Tag in den acht Jahren zuvor lagen. Dies stellt sowohl für Bestandsanlagenbesitzer als auch für neue Projekte ein großes Risiko dar, da laufende Projekte gezwungen sind, mit weniger wurde auszukommen, während neue Entwickler die Kreditgeber davon überzeugen müssen, dass ihre Pläne das Risiko immer noch wert sind.

Die Probleme durch den Wintersturm und dadurch entstehende Bußgelder im letzten Dezember haben diese Entwicklungen verschärft und einige bestehende Anlagen in den Bankrott getrieben, während andere gezwungen waren, Kapitalspritzen von ihren PE-Sponsoren einzuholen. Nebenbei wissen Banker, die über ein Projekt nachdenken, mittlerweile genau, dass die Nichterfüllung kostspielig sein wird, was sie möglicherweise dazu veranlassen wird, ihre Finanzierungskosten für neue Gasprojekte zu erhöhen.

Schließlich sind Warteschlangen- und andere Marktreformen wahrscheinlich, was bedeutet, dass viele neue Projekte für erneuerbare Energien und Batteriespeicher im PJM endlich in den kommerziellen Betrieb gehen dürften. Dies erhöht das Risiko für bestehende und geplante Gaskraftwerke und zwingt sie dazu, mit weit niedrigeren Einnahmen zu kämpfen, insbesondere im Winter mit niedrigeren Kapazitätszulassungsniveaus und höheren Windwerten, und mit der Wahrscheinlichkeit, dass die Hinzufügung neuer erneuerbarer Projekte die Energiepreise drücken wird.

Es ist eine neue, viel riskantere Zukunft für PE und Privatkapital im PJM und neue Gasprojekte sind einfach unwirtschaftlich.

Quelle: INSTITUTE FOR ENERGY ECONOMICS AND FINANCIAL ANALYSIS