Les générateurs qui crient « au loup » : comment les marchés de gros concurrentiels gèrent la faillite des générateurs

Apr 04, 2023

Les producteurs dont les coûts d'exploitation sont compétitifs et qui font faillite ont tout intérêt à rester en activité et à produire autant d'énergie qu'ils le peuvent chaque fois qu'ils peuvent gagner plus que leurs coûts variables.

Mike Hogan est conseiller principal au projet d'assistance réglementaire.

Lors de la récente tempête hivernale Elliott, une quantité choquante de production recevant des paiements de capacité de PJM et d'ISO New England n'a pas fonctionné lorsqu'elle a été sollicitée. Presque tout était alimenté par des combustibles fossiles, la plupart étant alimentés au gaz naturel. Dans le cadre des accords de rémunération au rendement établis il y a des années à la suite d'une performance tout aussi lamentable lors du "Polar Vortex" de 2014, dans le cadre duquel ces générateurs ont collecté des centaines de millions de dollars par an pour être une capacité fiable, ils font face à de lourdes sanctions financières pour leur incapacité à effectuer. Maintenant, certains cherchent à échapper à ces sanctions, offrant une multitude d'excuses.

Indépendamment de la validité de l'une des excuses proposées (ou de leur absence), ces générateurs tentent également de se rabattre sur le stratagème derrière lequel l'industrie fossile se retire habituellement lorsqu'elle est prise avec son pantalon baissé - affirmant une menace pour la fiabilité, dans ce cas. de la possibilité que les pénalités puissent conduire certains producteurs à la faillite. Au moins deux générateurs – Nautilus Power et Lincoln Power, tous deux détenus par Cogentrix – ont déposé une demande de mise en faillite et, dans un dossier déposé auprès de la FERC, quatre propriétaires de centrales à énergie fossile – LS Power, J-POWER, Rockland Capital et Earthrise Energy – ont affirmé que la faillite de certains des sociétés de production non performantes "pourrait avoir un effet significatif sur la fiabilité et la résilience".

L'histoire récente démontre que cette démagogie fatiguée au sujet de la fiabilité ne devrait recevoir aucun poids dans l'examen de leurs appels (ou dans l'examen des modifications des règles du marché). Pourquoi? La faillite entraîne rarement une perte de la capacité associée, en fait, bien au contraire : les générateurs avec des coûts d'exploitation compétitifs (comme ces générateurs semblent l'avoir) qui font faillite ont tout intérêt à rester en activité et à produire autant d'énergie qu'ils le peuvent. chaque fois qu'ils peuvent gagner plus que leurs coûts variables. Autrement dit, ces actifs ont de la valeur pour les prêteurs en tant qu'entreprises en activité en leur permettant de récupérer considérablement plus de leur principal au fil du temps, par rapport à ce qu'ils réaliseraient en cas de liquidation. Ceci est illustré par un examen de l'expérience de l'industrie depuis l'éclatement de la bulle de la génération marchande au début des années 2000.

Entre 1998 et 2005, plus de 200 GW (bruts) de nouvelle capacité ont été ajoutés au réseau américain, principalement au gaz CCGT, ce qui représente un investissement d'environ 250 milliards de dollars. Au fur et à mesure que la demande s'est stabilisée et que les coûts de financement ont augmenté, le boom s'est transformé en un effondrement qui a commencé avec l'effondrement d'Enron en 2001 et s'est accéléré en 2002. La majeure partie de cet investissement a été « annulée » par les investisseurs initiaux entre cette date et 2006, c'est-à-dire l'investissement initial. les investisseurs ont vendu à des prix bradés ou ont cédé leurs droits de propriété aux prêteurs. La valeur totale des participations qui ont subi ce sort était probablement de l'ordre de 150 à 200 milliards de dollars.

La grande majorité des investissements a été réalisée par des entreprises commerciales, dans la plupart des cas dans les régions de marché ISO/RTO. Dans un très grand nombre de ces cas, les propriétaires d'origine ont été anéantis par des faillites, les principaux prêteurs (premiers titulaires de privilège) ont pris le contrôle, les prêteurs dont la garantie était « subordonnée » à celle des principaux prêteurs (deuxièmes titulaires de privilège) ont accepté des capitaux propres dévalués au lieu de la dette, et les créanciers chirographaires (généralement les vendeurs de biens et de services qui devaient de l'argent) se sont raidis. Les plantes elles-mêmes, dans la plupart des cas, ne sont allées nulle part. Les principaux prêteurs ont géré les actifs comme des entreprises en activité jusqu'à ce qu'ils puissent être vendus pour ce que les prêteurs considéraient comme une valeur de sortie acceptable.

Deux cas spécifiques illustrent ce qui s'est passé dans l'ensemble de l'industrie. Le premier est un groupe de centrales appartenant à US Gen, l'un des principaux développeurs de centrales électriques nationales. À la suite de l'effondrement du marché, US Gen a fait faillite. Parmi leurs actifs figuraient quatre centrales - Millennium (dans le Massachusetts), Athens (à New York), Covert (au Michigan) et Harquahala (en Arizona), totalisant près de 4 000 MW de CCG au gaz - qui avaient été financées comme une seule ensemble d'actifs. Suite à la faillite de US Gen, ce groupe d'actifs a été restructuré en 2005 sous une société autonome contrôlée par les principaux prêteurs et a ensuite subi de multiples restructurations, dont une deuxième faillite. Les quatre usines sont aujourd'hui opérationnelles et contribuent à répondre aux besoins d'adéquation des ressources sur leurs marchés respectifs.

Le deuxième cas est celui des actifs américains d'InterGen, l'un des principaux développeurs mondiaux de centrales électriques qui est entré sur le marché américain en plein essor à la fin des années 1990. InterGen a survécu à l'effondrement grâce à un solide portefeuille de projets énergétiques internationaux, mais les filiales qui possédaient leurs actifs américains ont subi un sort similaire à celui du général américain. Wildflower possédait deux centrales de pointe récemment mises en service en Californie, représentant 225 MW de capacité. Quatre grandes centrales étaient à divers stades d'achèvement à l'époque - Cottonwood (au Texas), Magnolia (au Mississippi), Redbud (en Oklahoma) et Sequoia (en Californie), ensemble près de 5 000 MW de CCGT au gaz. Ces centrales ont été cédées à leurs prêteurs lors de l'effondrement qui a suivi, anéantissant les capitaux propres d'InterGen et obligeant les détenteurs de privilèges secondaires et les créanciers non garantis à échanger leurs dettes contre des capitaux propres et/ou à s'en aller.

Chacun de ces actifs était géré par leurs principaux prêteurs en tant qu'entreprise en activité jusqu'à ce qu'ils puissent être vendus et qu'au moins la majeure partie de la dette initiale soit recouvrée. Toutes ces usines ont été achevées et fonctionnent aujourd'hui (Sequoia opère désormais sous le nom de Mountainview) et, comme pour les actifs de US Gen, contribuent à répondre aux besoins d'adéquation des ressources sur leurs marchés respectifs.

Cela ne veut pas dire que ces événements étaient quelque chose à désirer. Les investisseurs ont perdu de l'argent, les prêteurs ont subi des pertes, les vendeurs n'ont pas été payés et les gens ont perdu leur emploi. Mais le marché a fonctionné - la demande a continué de croître, les prix sont restés stables et la fiabilité du service et l'adéquation des ressources n'ont jamais souffert. En fait, dans les deux cas, les nouveaux propriétaires de certaines usines ont investi dans des extensions de la capacité d'origine.

Les grands gagnants ? Consommateurs. Contrairement aux précédents cycles d'expansion et de récession dans le secteur des services publics d'électricité - notamment le surinvestissement qui s'est produit au cours des années 1970, principalement dans la production nucléaire et au charbon, dont les coûts étaient supportés par les clients captifs des services publics - les clients de l'électricité ont été largement épargnés par les risques et coûts induits par le boom de l'investissement basé sur le marché de la fin des années 1990. De plus, la capacité de production en faillite est restée en grande partie sur le réseau après avoir été vendue à des prix fortement réduits, ce qui signifie que la vague de restructurations n'a jamais vraiment compromis la fiabilité. Au fur et à mesure que la demande augmentait et que les centrales au pétrole et au charbon plus anciennes et plus sales se retiraient, ces centrales CCGT au gaz « en panne » ont pu augmenter leur production, répondre à la demande des consommateurs et récupérer suffisamment de valeur marchande pour permettre à leurs prêteurs de récupérer une part importante. de la dette initiale.

Il est probable que ce processus aurait joué avec les centrales de production marchandes de toute façon. Un scénario étonnamment similaire s'est déroulé dans l'industrie de la fibre optique à partir de la crise de la technologie et des télécommunications à la fin des années 1990. Mais en raison de préoccupations similaires exprimées selon lesquelles une vague désorganisée de retraits d'usines des marchés organisés pourrait menacer la fiabilité, c'est à cette époque que certains des ISO / RTO (notamment ISO New England et PJM) ont adopté des marchés de capacité à terme (FCM), central enchères pour fixer le prix d'équilibre auquel la quantité requise de capacité de production s'engagerait à fonctionner comme une capacité fiable pendant une période déterminée dans le futur.

Ces FCM existent toujours - ils sont la source des centaines de millions de dollars par an que ces générateurs ont été payés pour fonctionner lorsqu'ils sont appelés. Ils ont été continuellement affinés et modifiés pour améliorer leur efficacité dans la réalisation de leur objectif initial de conserver une capacité adéquate pour assurer la fiabilité (y compris l'adoption des primes et pénalités de rémunération au rendement décrites ci-dessus). Bien que les FCM fassent l'objet de divers débats en cours concernant d'autres questions, il n'y a aucune raison de s'attendre à ce qu'ils soient moins efficaces pour conserver la capacité nécessaire aujourd'hui, même face à d'éventuelles faillites de producteurs, qu'ils ne l'étaient à leur création.