Der Austausch der Hauptkomponenten begann am 1. November; die Blöcke 7 und 8 folgen 2028 und 2030, Block 3 kehrte mehr als sieben Monate früher zurück.
Die kommerzielle Produktion in Brookshire begann am 29. Oktober; mit dem Ausbau in Arizona auf 1,6 GW erwartet das Unternehmen 4,8 GW US-Modulkapazität im Geschäftsjahr 2027.
Die Abgänge folgen auf einen Umsatzrückstand von rund 90 Mio. Dollar im dritten Quartal und eine um etwa 600 Mio. Dollar gesenkte Prognose wegen Problemen im Werk in Houston.
Die Anlage in New Mexico darf in allen Kaskaden bis 10 % U-235 anreichern; LEU+ erlaubt längere Reaktorzyklen und dient als Ausgangsstoff für HALEU.
Am selben Tag droht PJMs Backstop-Auktion auf 630 MW zu schrumpfen, während ein Kernkraftwerksbetreiber im selben Markt eine Leistungserhöhung um 200 MW für Großkunden plant.
Nachdem die FERC den ersten Entwurf weitgehend abgelehnt hatte, überarbeitete PJM Kostenverteilung und Sicherheiten; Versorger senkten ihre kurzfristigen Großlast-Prognosen um 6,5 GW.
Der belgische Übertragungsnetzbetreiber vergab 1,6 GW für 2028/29 und 0,8 GW für 2030/31; Zwei-Stunden-Batterien kamen im späteren Jahr nicht zum Zug, für 2027/28 war nichts mehr nötig.
Die EU-Agentur bestätigt ihre Befunde vom Februar, obwohl der slowakische Regulierer das Verfahren am 8. Oktober eingestellt hat; der Vorschlag hätte die Tarife um mehr als 50 % erhöht.
Der abschließende Sicherheitsbericht kam am 30. Oktober; da die Umweltprüfung seit Mai vorliegt, geht das Projekt mit vier Reaktoren in die letzte Phase der Baugenehmigung.
Der japanische Konzern kauft PCI Energy Solutions für 1,4 Mrd. Dollar, eine Plattform, die laut Utility Dive rund 60 % der US-Stromerzeugung steuert, und plant ein Komponenten-Joint-Venture mit ABB.
In der Bilanzkonferenz am 30. Oktober nannte Exelon 1,5 bis 3,5 GW versorgereigene Speicher, zusätzlich zu einem bereits beantragten 500-MW-Projekt für 1 Mrd. Dollar in New Jersey.
