Maintenir les Usines de Combustibles Fossiles Ouvertes a Coûté aux Américains 235 Millions de Dollars

Les Pouvoirs d'Urgence Utilisés pour Prolonger la Durée de Vie des Combustibles Fossiles

L'autorité Section 202(c) du Department of Energy a été conçue comme un outil d'urgence étroit—un moyen de maintenir les centrales électriques en ligne lors de véritables crises de grid reliability quand il n'y avait pas d'autre moyen d'éviter les pannes. Dans l'administration actuelle, cette autorité a été invoquée treize fois pour maintenir les centrales au charbon et au gaz en fonctionnement au-delà de leurs dates de retraite prévues, dans plusieurs cas malgré les objections des régulateurs d'État, des propriétaires de centrales et des utility qui seraient obligées d'acheter l'électricité.

Une analyse de Sierra Club publiée cette semaine chiffre la conséquence de ces interventions : au moins 235 millions de dollars ajoutés aux factures de services publics américaines. Le chiffre reflète le coût supérieur au marché de l'électricité provenant de centrales fonctionnant à un coût supérieur aux ressources grid qui les auraient remplacées, répercuté sur les clients dans les régions desservies par les grid operators affectés.

Comment les Coûts S'Accumulent

Le mécanisme par lequel les décrets de maintien des usines d'urgence augmentent les coûts pour les consommateurs est simple mais n'est pas toujours visible pour les clients de détail en électricité. Lorsqu'une centrale électrique antinomique—c'est-à-dire qui produit de l'électricité à un coût supérieur aux alternatives disponibles—est sommée de rester en ligne, le grid operator ou l'utility doit payer pour la maintenir en fonctionnement. Ces coûts entrent dans le calcul du dispatch ou du capacity market, déplaçant les ressources moins chères et augmentant le coût moyen de l'électricité sur le grid.

L'analyse de Sierra Club a utilisé une méthodologie contrefactuelle pour chacun des treize décrets, estimant le surcoût attribuable au maintien forcé de chaque usine pendant la période où elle est restée en ligne en vertu de l'autorité d'urgence. Le chiffre de 235 millions de dollars couvre uniquement le surcoût direct de l'électricité. Il ne comprend pas les frais administratifs et juridiques associés aux décrets, qui ont été contestés devant les tribunaux fédéraux par plusieurs parties, ni les externalités environnementales—impacts sur la qualité de l'air et emissions—des usines qui auraient autrement cessé leurs opérations.

Les Usines Impliquées

Les six usines maintenues en ligne en vertu de décrets d'urgence s'étendent sur plusieurs États et types de combustible, bien que les coal plants constituent la majorité. Plusieurs des usines avaient annoncé des dates de retraite que leurs propriétaires voulaient exécuter selon l'analyse économique : continuer à exploiter une infrastructure vieillissante avec des coûts de combustible élevés et des besoins d'entretien importants était moins rentable que la désaffectation et la réinvestissement dans d'autres actifs. Les décrets du DOE ont annulé ces décisions commerciales au nom du grid reliability.

Les groupes environnementaux et de défense des utility ont soutenu que la justification du reliability pour la plupart des décrets était discutable. Les organisations régionales de transmission qui menaient des analyses d'adéquation de la capacité avaient dans plusieurs cas certifié une capacité de remplacement suffisante avant l'émission des décrets d'urgence. Sierra Club et d'autres groupes poursuivent des défis juridiques arguant que l'autorité 202(c) n'a pas été conçue pour préserver les centrales de combustibles fossiles contre les forces normales de retraite du marché.

La Bataille Plus Large de la Politique Énergétique

Les décrets d'urgence font partie d'un effort fédéral plus large pour ralentir la retraite des coal plants et préserver la position économique des générateurs de combustibles fossiles sur les marchés compétitifs de l'électricité. L'administration a également poursuivi des changements aux règles de l'EPA qui assoupliraient les emissions standards pour les usines de combustibles fossiles, s'est efforcée de limiter l'exportation de critical minerals utilisés dans le battery storage, et a utilisé son influence sur les grid operators pour favoriser les analyses de reliability soutenant une thermal generation plus ancienne.

Cette direction politique est en tension directe avec l'économie du secteur de l'électricité, qui s'est décisivement tournée vers renewable generation et battery storage entraînés par des baisses de coûts continues. Le levelized cost de la nouvelle generation de wind et de solar est maintenant inférieur au coût d'exploitation de la plupart des coal plants existantes sur la plupart des marchés américains. Les décrets d'urgence qui annulent cette réalité économique imposent des coûts réels aux consommateurs et aux investisseurs tout en retardant la transition énergétique.

Trajectoire Juridique et Politique

Les défis juridiques contre les décrets d'urgence travaillent à travers la D.C. Circuit Court of Appeals. Les observateurs juridiques donnent aux défis des chances de succès raisonnables ; la base précédentaire pour l'utilisation de l'autorité 202(c) pour annuler les décisions de retraite commerciales sur une base récurrente est mince, et au moins un juge du panel pertinent a exprimé le scepticisme sur la théorie juridique de l'administration.

Si les tribunaux limitent l'utilisation par l'administration de l'autorité 202(c), plusieurs des usines maintenues en ligne se déplaceraient relativement rapidement vers la retraite. Les grid operators dans les régions affectées ont indiqué qu'ils disposent de ressources adéquates pour gérer les retraites sans impacts de reliability, cohérentes avec l'analyse selon laquelle les décrets d'urgence n'étaient pas techniquement nécessaires. Les 235 millions de dollars de surcoûts qui se sont déjà accumulés ne peuvent pas être récupérés par les consommateurs.

Cet article est basé sur le reportage d'Utility Dive. Lire l'article original.