Die Generatoren, die „Wolf“ rufen: Wie wettbewerbsintensive Großhandelsmärkte mit der Insolvenz von Generatoren umgehen

Apr 04, 2023

Generatoren mit wettbewerbsfähigen Betriebskosten, die in die Insolvenz gehen, haben allen Anreiz, im Geschäft zu bleiben und so viel Energie wie möglich zu produzieren, wann immer sie über ihren variablen Kosten verdienen können.

Mike Hogan ist leitender Berater beim Regulatory Assistance Project.

Während des jüngsten Wintersturms Elliott konnte eine erschreckend große Anzahl von Stromerzeugungsanlagen, die Kapazitätszahlungen von PJM und ISO New England erhielten, ihre Leistung nicht wie gefordert erbringen. Fast alles davon wurde mit fossilen Brennstoffen betrieben, der größte Teil davon mit Erdgas. Im Rahmen der leistungsbezogenen Vergütungsvereinbarungen, die vor Jahren nach einer ähnlich düsteren Leistung bei „Polar Vortex“ im Jahr 2014 eingeführt wurden und in deren Rahmen diese Generatoren jährlich Hunderte Millionen Dollar eingesammelt haben, um zuverlässige Kapazitäten zu gewährleisten, müssen sie mit hohen finanziellen Strafen rechnen, wenn sie dies nicht tun ausführen. Jetzt versuchen einige, diese Strafen zu umgehen, indem sie eine Flut von Ausreden vorbringen.

Ungeachtet der Gültigkeit der vorgebrachten Ausreden (oder des Fehlens einer solchen) versuchen diese Generatoren auch, auf die Strategie zurückzugreifen, hinter die sich die fossile Industrie normalerweise zurückzieht, wenn sie mit heruntergelassenen Hosen erwischt wird – in diesem Fall behaupten sie, sie seien eine Bedrohung für die Zuverlässigkeit von der Möglichkeit, dass die Strafen einige Generatoren in den Bankrott treiben könnten. Mindestens zwei Generatoren – Nautilus Power und Lincoln Power, beide im Besitz von Cogentrix – haben Insolvenzschutz beantragt, und in einem Antrag bei FERC behaupteten vier Eigentümer von fossilen Energieträgern – LS Power, J-POWER, Rockland Capital und Earthrise Energy –, dass sie einige in den Bankrott getrieben hätten der notleidenden Stromerzeugungsunternehmen „könnte einen erheblichen Einfluss auf die Zuverlässigkeit und Belastbarkeit haben.“

Die jüngste Geschichte zeigt, dass diese müde Überheblichkeit der Zuverlässigkeit bei der Prüfung ihrer Einsprüche (oder bei der Prüfung von Änderungen der Marktregeln) kein Gewicht haben sollte. Warum? Eine Insolvenz führt selten zu einem Verlust der damit verbundenen Kapazität, ganz im Gegenteil: Generatoren mit wettbewerbsfähigen Betriebskosten (wie diese Generatoren zu haben scheinen), die in die Insolvenz gehen, haben jeden Anreiz, im Geschäft zu bleiben und so viel Energie wie möglich zu produzieren wann immer sie mehr als ihre variablen Kosten verdienen können. Das bedeutet, dass solche Vermögenswerte für die Kreditgeber einen Wert für die Unternehmensfortführung haben, da sie ihnen ermöglichen, im Laufe der Zeit einen wesentlich größeren Teil ihres Kapitals zurückzuerhalten, als sie bei einer Liquidation erzielen würden. Dies wird durch einen Rückblick auf die Branchenerfahrungen seit dem Platzen der Händlergenerationsblase in den frühen 1980er Jahren veranschaulicht.

Zwischen 1998 und 2005 wurden dem US-Netz über 200 GW (brutto) neue Kapazität hinzugefügt, überwiegend gasbetriebene GuD-Kraftwerke, was einer Investition von rund 250 Milliarden US-Dollar entspricht. Als die Nachfrage abflachte und die Finanzierungskosten stiegen, verwandelte sich der Boom in einen Abschwung, der mit dem Zusammenbruch von Enron im Jahr 2001 begann und sich im Jahr 2002 beschleunigte. Der größte Teil dieser Investition wurde zwischen damals und 2006 von den ursprünglichen Investoren – also dem Original – „abgeschrieben“. Investoren verkauften sie zu Schnäppchenpreisen oder gaben ihre Eigentumsrechte an die Kreditgeber ab. Der Gesamtwert der Eigentumsanteile, die dieses Schicksal erlitten haben, dürfte zwischen 150 und 200 Milliarden US-Dollar liegen.

Der überwiegende Teil der Investitionen wurde von gewerblichen Unternehmen getätigt, meist in ISO/RTO-Marktregionen. In sehr vielen dieser Fälle wurden die ursprünglichen Eigentümer durch Insolvenzen ausgelöscht, die Hauptkreditgeber (Erstpfandgläubiger) übernahmen die Kontrolle, Kreditgeber, deren Sicherheit denen der Hauptkreditgeber (Zweitpfandgläubiger) „nachrangig“ war, akzeptierten abgewertetes Eigenkapital anstelle von Schulden, und ungesicherte Gläubiger (in der Regel Verkäufer von Waren und Dienstleistungen, denen Geld geschuldet wurde) wurden in die Enge getrieben. Die Pflanzen selbst gingen in den meisten Fällen nirgendwo hin. Die Hauptkreditgeber verwalteten die Vermögenswerte so lange, bis sie zu einem von den Kreditgebern als akzeptablen Ausstiegswert erachteten Verkaufswert verkauft werden konnten.

Zwei konkrete Fälle sind typisch für die Ereignisse in der gesamten Branche. Bei der ersten handelt es sich um eine Gruppe von Kraftwerken im Besitz von US Gen, einem führenden inländischen Kraftwerksentwickler. Im Zuge des Marktzusammenbruchs ging die US-Generation bankrott. Zu ihren Vermögenswerten gehörten vier Kraftwerke – Millennium (in Massachusetts), Athens (in New York), Covert (in Michigan) und Harquahala (in Arizona), zusammen fast 4.000 MW gasbetriebene GuD-Anlagen – die als Ganzes finanziert wurden Paket von Vermögenswerten. Nach dem Konkurs von US Gen wurde diese Gruppe von Vermögenswerten im Jahr 2005 in ein eigenständiges, von den Hauptkreditgebern kontrolliertes Unternehmen umstrukturiert und durchlief anschließend mehrere Umstrukturierungen, darunter einen zweiten Konkurs. Alle vier Anlagen sind heute in Betrieb und tragen dazu bei, die Anforderungen an die Ressourcenadäquanz in ihren jeweiligen Märkten zu erfüllen.

Der zweite Fall betrifft die US-Vermögenswerte von InterGen, einem weltweit führenden Kraftwerksentwickler, der Ende der 1990er Jahre in den boomenden US-Markt einstieg. InterGen überlebte die Pleite dank eines robusten Portfolios internationaler Energieprojekte, aber die Tochtergesellschaften, denen ihre US-Vermögenswerte gehörten, erlitten ein ähnliches Schicksal wie US-General. Wildflower besaß zwei kürzlich in Betrieb genommene Spitzenkraftwerke in Kalifornien mit einer Kapazität von 225 MW. Vier große Kraftwerke befanden sich zu diesem Zeitpunkt in unterschiedlichen Fertigstellungsstadien – Cottonwood (in Texas), Magnolia (in Mississippi), Redbud (in Oklahoma) und Sequoia (in Kalifornien), zusammen fast 5.000 MW gasbetriebenes GuD-Kraftwerk. Diese Anlagen wurden in der anschließenden Pleite an ihre Kreditgeber übergeben, wodurch das Eigenkapital von InterGen vernichtet wurde und Zweitpfandgläubiger und ungesicherte Gläubiger gezwungen waren, Schulden gegen Eigenkapital zu tauschen und/oder sich zurückzuziehen.

Jedes dieser Vermögenswerte wurde von seinen Hauptkreditgebern so lange verwaltet, bis es verkauft und zumindest der Großteil der ursprünglichen Schulden eingezogen werden konnte. Alle diese Anlagen wurden fertiggestellt und sind heute in Betrieb (Sequoia firmiert jetzt als Mountainview) und tragen, wie bei den US-Gen-Anlagen, dazu bei, den Bedarf an Ressourcenadäquanz in ihren jeweiligen Märkten zu decken.

Das soll nicht heißen, dass diese Ereignisse zu wünschen übrig ließen. Investoren verloren Geld, Kreditgeber erlitten Verluste, Verkäufer blieben unbezahlt und Menschen verloren ihren Arbeitsplatz. Aber der Markt funktionierte – die Nachfrage wuchs weiter, die Preise blieben stabil und die Zuverlässigkeit des Dienstes und die Angemessenheit der Ressourcen haben nie gelitten. Tatsächlich haben die neuen Eigentümer einiger Anlagen in beiden Fällen in die Erweiterung der ursprünglichen Kapazität investiert.

Die großen Gewinner? Verbraucher. Anders als in früheren Boom-Bust-Zyklen in der Elektrizitätsversorgungsbranche – vor allem die Überinvestitionen in den 1970er Jahren vor allem in die Kern- und Kohleerzeugung, deren Kosten von firmeneigenen Versorgungskunden getragen wurden – blieben Stromkunden von den Risiken und Risiken weitgehend verschont Begleitkosten des marktbasierten Investitionsbooms Ende der 1990er Jahre. Darüber hinaus blieben die insolventen Kraftwerkskapazitäten größtenteils am Netz, nachdem sie zu stark ermäßigten Preisen verkauft wurden, was bedeutet, dass die Umstrukturierungswelle die Zuverlässigkeit nie wirklich beeinträchtigt hat. Als die Nachfrage allmählich zunahm und ältere, schmutzigere Öl- und Kohlekraftwerke aus dem Verkehr gezogen wurden, konnten diese „ausgefallenen“ gasbetriebenen GuD-Kraftwerke ihre Produktion steigern, die Verbrauchernachfrage bedienen und genug Marktwert zurückgewinnen, um ihren Kreditgebern die Rückgewinnung eines erheblichen Teils zu ermöglichen der ursprünglichen Schuld.

Es ist wahrscheinlich, dass dieser Prozess bei den Kraftwerken des Handels auf jeden Fall stattgefunden hätte. Ein auffallend ähnliches Szenario spielte sich in der Glasfaserbranche ab, beginnend mit der Pleite im Technologie- und Telekommunikationssektor Ende der 1990er Jahre. Aufgrund ähnlich geäußerter Bedenken, dass eine unorganisierte Welle von Kraftwerksrückzügen aus den organisierten Märkten die Zuverlässigkeit gefährden könnte, führten einige der ISO/RTOs (insbesondere ISO New England und PJM) zu dieser Zeit zentrale Forward Capacity Markets (FCMs) ein In Auktionen wird der Clearingpreis festgelegt, zu dem sich die erforderliche Menge an Erzeugungskapazität verpflichtet, für einen bestimmten Zeitraum in der Zukunft als zuverlässige Kapazität zu arbeiten.

Diese FCMs gibt es immer noch – sie sind die Quelle der Hunderte Millionen Dollar pro Jahr, für deren Leistung diese Generatoren bei Bedarf bezahlt werden. Sie wurden kontinuierlich verfeinert und geändert, um ihre Wirksamkeit bei der Erreichung ihres ursprünglichen Zwecks zu verbessern, ausreichende Kapazitäten zur Gewährleistung der Zuverlässigkeit beizubehalten (einschließlich der Einführung der oben beschriebenen leistungsbezogenen Prämien und Strafen). Während die FCMs Gegenstand verschiedener laufender Debatten zu anderen Themen sind, gibt es keinen Grund zu der Annahme, dass sie heute, selbst angesichts möglicher Generatorinsolvenzen, bei der Aufrechterhaltung der benötigten Kapazität weniger effektiv sind als bei ihrer Einführung.