Une centrale prétendument retraitée qui ne l’a jamais tout à fait été
TransAlta demande le remboursement de 19,9 millions de dollars de coûts liés au maintien en disponibilité de sa centrale à charbon Centralia, d’une capacité de 730 mégawatts, dans l’État de Washington, après l’intervention du département américain de l’Énergie. Selon le résumé de Utility Dive d’un dépôt du 30 avril auprès de la Federal Energy Regulatory Commission, l’entreprise a dépensé de l’argent pour maintenir la centrale disponible au lieu de la fermer selon le calendrier prévu, alors même que l’installation n’a produit aucune électricité pendant la première période de 90 jours de l’ordre fédéral d’urgence.
Cette combinaison fait de Centralia un exemple particulièrement clair des tensions qui traversent aujourd’hui la politique énergétique américaine. D’un côté, il y a une trajectoire de fermeture décidée par l’État pour une centrale à charbon censée cesser ses activités d’ici fin 2025 et entamer rapidement des travaux de conversion vers des opérations au gaz naturel. De l’autre, il y a l’affirmation fédérale selon laquelle cette même centrale doit rester disponible pour répondre à une prétendue urgence du réseau dans le Nord-Ouest. Le résultat est une centrale qui ne fonctionne pas normalement, n’est pas totalement fermée et suscite désormais un conflit sur la question de savoir qui doit payer les coûts de sa mise en réserve.
Le coût de la capacité de réserve
Le dépôt de TransAlta montre à quel point le statut « disponible mais non en fonctionnement » peut devenir coûteux. L’entreprise indique avoir supporté des coûts fixes pour les matériaux, l’assurance et les salaires tout en maintenant la centrale pendant la première période de l’ordre d’urgence, qui s’est achevée le 16 mars. Le DOE a émis un second ordre de 90 jours le jour même de l’expiration du premier.
Les 19,9 millions de dollars demandés ne couvrent pas toutes les dépenses futures possibles. TransAlta a également indiqué aux régulateurs qu’elle pourrait avoir besoin de 23 millions de dollars supplémentaires pour des réparations si le DOE continue à émettre des ordres d’urgence. Si l’unité est appelée à démarrer, l’addition devient encore plus lourde. L’entreprise a estimé les coûts de démarrage à 577 377 dollars par démarrage, hors premier démarrage, qui coûterait 201 627 dollars. Une fois en service, la centrale coûterait 83,44 dollars par mégawattheure pour les premiers 150 866 mégawattheures de fonctionnement et 113,49 dollars par mégawattheure au-delà.
Ces chiffres comptent parce qu’ils transforment un débat abstrait sur l’électricité d’urgence en arbitrage politique mesurable. L’intervention fédérale peut préserver une capacité de réserve, mais pas à bas prix. Et dans le cas de Centralia, la centrale ne produisait même pas d’électricité pendant la première période de l’ordre. L’argent a été dépensé pour préserver l’optionnalité.
L’autorité fédérale d’urgence se heurte au droit des États
La tension juridique et politique est tout aussi importante. Le DOE s’appuie sur la section 202(c) du Federal Power Act, qu’il considère comme lui donnant le pouvoir d’ordonner aux centrales alimentées par des combustibles fossiles de continuer à fonctionner en situation d’urgence. Utility Dive rapporte que le DOE soutient que Centralia doit rester ouverte pour faire face à une urgence du réseau dans le Nord-Ouest.
Cette position fédérale se heurte à la loi de l’État de Washington, qui imposait la fermeture de la centrale d’ici fin 2025. Les contestataires de l’ordre du DOE, parmi lesquels le procureur général de Washington et une coalition incluant la Sierra Club, estiment que le département n’a pas démontré l’existence d’une véritable urgence justifiant le maintien en fonctionnement de Centralia.
Il ne s’agit pas seulement d’un désaccord sur une seule centrale. C’est un test de la portée de l’autorité fédérale d’urgence lorsqu’elle entre en conflit avec la politique de décarbonation d’un État. Si le DOE peut contraindre une unité à charbon censée fermer en vertu du droit de l’État à rester disponible, alors des litiges similaires pourraient se reproduire ailleurs à mesure que les infrastructures fossiles vieillissantes sont retirées avant que les systèmes de remplacement ne soient pleinement jugés fiables pour couvrir les pointes et les situations de contingence.
Le problème de fiabilité de la transition énergétique
L’affaire Centralia s’inscrit dans un défi plus large de transition. Les décideurs veulent que les actifs charbonniers plus anciens sortent du système. Les services publics et les producteurs indépendants planifient des fermetures. En même temps, les exploitants de réseau et les responsables fédéraux restent préoccupés par des insuffisances de fiabilité, en particulier lors d’épisodes de tension régionale. Cela crée un schéma récurrent: des centrales programmées pour fermer dans un cadre politique, puis remises en service ou maintenues en réserve dans un autre.
Ce qui rend Centralia particulièrement révélatrice, c’est que la centrale devait commencer des travaux de conversion vers des opérations au gaz naturel après sa fermeture. En d’autres termes, il ne s’agissait pas d’une histoire de dépendance indéfinie au charbon, mais d’une trajectoire de transition perturbée. Les ordres d’urgence figent cette transition. La centrale ne peut pas être totalement fermée, mais elle ne peut pas non plus avancer pleinement.
Cette situation intermédiaire a des conséquences concrètes. Les équipements se dégradent. Les besoins de réparation s’accumulent. Le personnel et les matériaux doivent être maintenus. Et le propriétaire, en l’occurrence un producteur indépendant d’électricité basé à Calgary, cherche à récupérer ses coûts auprès des consommateurs. L’assurance de fiabilité, autrement dit, finit par se traduire par une facture réelle.
Qui paie la fiabilité d’urgence ?
La question des consommateurs est centrale. TransAlta demande à la FERC de lui permettre de récupérer les coûts de conformité. Du point de vue de l’entreprise, le raisonnement est simple: le gouvernement fédéral a exigé le maintien en disponibilité, donc l’entreprise ne devrait pas porter seule le fardeau économique. Du côté des consommateurs et des politiques publiques, la question est moins simple. Si les interventions d’urgence deviennent fréquentes, les consommateurs pourraient se retrouver à financer la prolongation de vie de centrales que la politique officielle avait déjà décidé de sortir du système.
Cela crée une structure d’incitations difficile. Les marchés et les politiques des États peuvent encourager la fermeture, mais les inquiétudes liées à la fiabilité peuvent réintroduire ces mêmes actifs à un coût plus élevé. Si le public paie pour les maintenir disponibles, la transition pourrait ralentir tout en devenant plus coûteuse.
Un petit cas aux implications nationales
Centralia n’est qu’une centrale, mais les enjeux qui l’entourent sont nationaux. Quelle capacité fossile de réserve le réseau devrait-il conserver pendant une période de transition rapide ? Quelles preuves devraient justifier des ordres fédéraux d’urgence ? Comment répartir les coûts lorsqu’un actif est maintenu en vie pour des raisons de fiabilité plutôt que pour un service normal du marché ? Et comment le pouvoir fédéral d’urgence devrait-il s’articuler avec le droit des États en matière de décarbonation ?
Ces questions ne vont pas disparaître. À mesure que d’autres centrales vieillissantes approchent de leur fermeture, la pression pour préserver une capacité pilotable durant les périodes d’incertitude devrait s’intensifier. Centralia apparaît donc moins comme une anomalie que comme un premier modèle de la prochaine phase de la transition énergétique: plus lente, plus contestée et plus coûteuse que ne le laissent entendre les seuls calendriers officiels de fermeture.
- TransAlta veut récupérer 19,9 millions de dollars pour les coûts liés au maintien de Centralia en disponibilité sous ordres du DOE.
- La centrale à charbon n’a produit aucune électricité pendant la première période de 90 jours de l’ordre d’urgence.
- L’entreprise affirme que 23 millions de dollars supplémentaires pourraient être nécessaires pour des réparations si les ordres se poursuivent.
- Le conflit oppose l’autorité fédérale d’urgence du réseau à la loi de l’État de Washington sur la fermeture des centrales.
Cet article s’appuie sur le reportage de Utility Dive. Lire l’article original.
Originally published on utilitydive.com
