Les services publics du Sud-Est ont une « très grande demande » : plus de gaz

Des décisions clés devraient être prises sur l’avenir du gaz naturel cette année, avec des implications sur la question de savoir si le président Joe Biden atteindra son objectif de parvenir à un réseau sans carbone d’ici 2035.

Ce qui se passe dans le Sud-Est, où certains des plus grands services publics du pays cherchent à obtenir le feu vert pour de nouvelles centrales à gaz destinées à remplacer les centrales au charbon mises hors service, contribuera à montrer si cela est possible.

La Tennessee Valley Authority, Duke Energy et Georgia Power souhaitent toutes que la production de combustibles fossiles reste un élément fondamental de leur mix énergétique et chacune a des projets à examiner par les régulateurs cette année.

Le plan à long terme de chaque service public, ou plan de ressources intégré (IRP), vise à accélérer la production au gaz naturel, alors que les fournisseurs d’électricité du Sud-Est prévoient une demande d’électricité record dans les années à venir, en partie à cause de la volonté de nettoyer. l’énergie et la croissance d’industries comme les véhicules électriques.

C’est un aperçu de ce qui se passe partout au pays. Les populations augmentent, des secteurs comme les transports s’électrifient, leurs réseaux visent à s’électrifier, et pendant ce temps, les opérateurs de réseaux s’efforcent de maintenir l’éclairage allumé. Le Sud-Est ajoute de grandes quantités d’énergies renouvelables, comme d’autres régions des États-Unis, mais le gaz reste un combustible de base.

« Les prévisions de croissance (de la demande) sur cinq ans à l’échelle nationale sont d’environ 3,6% pour les cinq prochaines années », a déclaré Katie Southworth, directrice adjointe du marché et de l’innovation politique à la Clean Energy Buyers Association, dans une interview. « Le Sud-Est est plus élevé que cela. »

Pour Georgia Power, les prévisions de demande ont tellement grimpé que la société a présenté une mise à jour de son IRP en octobre, deux ans avant la date prévue. L’unité de Southern Co., basée à Atlanta, prévoit que la demande d’électricité augmentera de 6 600 mégawatts au cours de l’hiver 2030 à 2031, soit près de 17 fois plus que les 400 MW prévus dans ses plans de l’année dernière seulement.

« J’ai examiné les IRP dans tout le Sud-Est, y compris en Géorgie, depuis plus d’une décennie, et ils n’ont jamais rien fait de tel », a déclaré Simon Mahan, directeur exécutif de la Southern Renewable Energy Association.

Le PDG de Georgia Power, Kim Greene, a déclaré dans un communiqué que ce changement se produit parce que les nouvelles industries « qui arrivent dans l’État entraînent d’importantes demandes d’électricité à une échelle et à une vitesse record ».

Les préoccupations liées à la fiabilité du réseau sont également une préoccupation majeure dans tout le pays. La North American Electricity Reliability Corp. a déclaré dans son évaluation de la fiabilité à long terme de décembre 2023 que des réglementations environnementales et des politiques énergétiques « trop rigides » sans dispositions en matière de fiabilité du réseau peuvent risquer de « mettre en péril la transition ordonnée du mix de ressources ».

L’État de Peach, en particulier, a accueilli de nombreuses usines solaires et constructeurs automobiles électriques, et se classe au premier rang des bénéficiaires de la loi sur la réduction de l’inflation de 2022, avec plus de 15,3 milliards de dollars d’investissements.

« Georgia Power connaît une croissance importante, ce qui est formidable », a déclaré Southworth. Le groupe représente des clients d’électricité corporatifs et institutionnels, notamment des villes et des universités.

Pourtant, une croissance rapide s’accompagne d’une demande sans précédent.

La société a déclaré dans sa mise à jour de l’IRP qu’elle « ne peut pas trop compter sur un stockage de courte durée pour répondre pleinement à ses besoins en capacité » et qu’elle a besoin de davantage de turbines à combustion alimentées au gaz pour « préserver la fiabilité et la résilience du système » pour ses clients.

Il souhaite également l’approbation de la Commission de la fonction publique de l’État pour acheter de l’électricité à partir de centrales au gaz naturel existantes et ajouter du stockage par batterie et une modeste quantité d’énergie solaire pour améliorer la fiabilité.

Southworth a déclaré que la Géorgie n’était pas la seule compagnie d’électricité à demander plus de gaz.

Duke, le principal service public d’électricité de Caroline du Nord et du Sud, souhaite également ajouter jusqu’à trois centrales électriques alimentées au gaz naturel et davantage de production solaire. TVA a annoncé le mois dernier son intention de construire sa huitième nouvelle usine à gaz en trois ans, même si elle ne publiera pas son projet d’IRP avant le printemps de l’année prochaine.

S’ils sont approuvés en 2024, les trois plans des services publics du Sud-Est pourraient rendre hors de portée les objectifs nationaux de décarbonation du réseau électrique du pays.

Au total, leurs ajouts alimentés au gaz naturel s’élèvent à plus de 12 000 MW. En comparaison, l’Energy Information Administration des États-Unis estime que les États-Unis auront ajouté 8 600 MW de nouvelle production au gaz en 2023.

Mais « ce n’est pas parce que Georgia Power a proposé tout ce gaz naturel qu’ils l’obtiendront », a déclaré Southworth. « Les régulateurs de l’État ont un rôle clé à jouer en Géorgie dans les Carolines, tout comme le conseil d’administration de TVA. »

« Assez ambitieux »

Dans son IRP, Georgia Power demande l’autorisation de construire 1 400 MW de nouvelle production au gaz d’ici l’hiver 2026-2027. D’ici la même saison, il envisage de construire 200 MW de nouvelle énergie solaire associée à la même capacité de stockage par batterie, ainsi que 1 000 MW de stockage par batterie autonome.

« Cet IRP provisoire est une demande très importante de la part de la commission et assez ambitieuse pour Georgia Power », a déclaré Southworth.

Les délais en particulier sont des « dates de construction exceptionnellement agressives », selon Mahan de la Southern Renewable Energy Association. Il a déclaré que Georgia Power « demande probablement beaucoup trop, sachant que certaines de ces choses vont échouer – pas du côté de la commission, mais simplement du marché ».

Georgia Power a refusé une demande d’entretien.

Outre la nouvelle production, Georgia Power a détaillé deux accords d’achat d’électricité pour la production au gaz, l’un pour 750 MW d’électricité provenant d’une centrale électrique du Mississippi ainsi que 230 MW du Santa Rosa Energy Center en Floride, propriété de LS Power.

Dans sa mise à jour de l’IRP, Georgia Power a déclaré que les achats « seront utilisés pour soutenir un approvisionnement économique et fiable en capacité et en énergie ».

Mais le statut de Mississippi Power en tant que société sœur de Georgia Power – les deux appartiennent à Southern Co. – semble « un conflit d’intérêts important », a déclaré Mahan. Georgia Power pourrait facturer à ses clients, avec l’approbation des régulateurs de l’État, des tarifs plus élevés tout en contractant des contrats d’électricité au sein de Southern Co.

Le PDG de Southern Co., Chris Womack, a déclaré en novembre que les unités de charbon de la société dont la mise hors service est prévue en 2028 pourraient rester en ligne au-delà de 2030, en raison de la croissance rapide de la charge que connaît l’État.

Georgia Power a indiqué dans sa mise à jour de l’IRP qu’elle pourrait reconsidérer son projet de mettre hors service d’ici 2027 deux unités alimentées au charbon de la centrale Bowen de 3 367 MW et une unité prévue à la centrale Scherer de 3 720 MW, la plus grande centrale au charbon en activité du service public. . Ces fermetures pourraient être repoussées jusqu’en 2035.

Southern a toujours des projets à long terme pour ajouter 10 000 MW d’énergies renouvelables d’ici 2035. Mais la mise à jour de l’IRP de Georgia Power présente un contraste frappant avec son propre plan de l’année dernière, ont déclaré les défenseurs de l’environnement.

« L’IRP 2022 avait un Georgia Power qui était super à bord avec le charbon retiré », a déclaré Isabella Ariza, avocate du Sierra Club.

Southworth a déclaré qu’elle pensait que les solutions de Georgia Power étaient « beaucoup de pansements ».

« Nous n’avions pas vraiment prévu qu’autant d’investissements seraient investis dans un État en particulier », a déclaré Mahan, « et nous constatons vraiment un effet secondaire de la loi sur la réduction de l’inflation ».

Bryan Jacob, directeur du programme solaire pour la Southern Alliance for Clean Energy, a davantage blâmé les erreurs dans l’anticipation de la demande de l’IRP de l’année dernière.

« Ils ont bâclé les prévisions de charge », a déclaré Jacob dans une interview, ajoutant que, selon lui, l’entreprise « ne dit pas : ‘Nous vouloir pour répondre à la demande avec des combustibles fossiles.

« Ils disent essentiellement : « Nous n’avons pas d’autre choix parce que nous ne pouvons pas mettre en ligne une ressource différente assez rapidement », a déclaré Jacob.

Au-delà de la Géorgie

Quant à Duke, son projet d’IRP prévoit trois nouvelles centrales à gaz capables de produire plus de 4 000 MW au gaz comme voie privilégiée pour répondre aux futurs besoins en électricité.

Le géant de l’électricité basé à Charlotte, en Caroline du Nord, obtiendra le dernier mot des régulateurs de Caroline du Sud vers le milieu de 2024 et des régulateurs de Caroline du Nord d’ici la fin de 2024.

Comme Georgia Power, Duke a déclaré que la croissance démographique et économique dans sa zone de service est en plein essor et que l’entreprise se concentre sur le maintien de la fiabilité électrique à mesure que la consommation d’énergie augmente.

« Nous constatons une croissance économique dans les deux Carolines, stimulée par une activité de développement économique très réussie dans les deux États, par la croissance des véhicules électriques qui a été stimulée par la loi sur la réduction de l’inflation », a déclaré Glen Snider, directeur général de la planification et de l’analyse des ressources de Duke.

La Caroline du Sud et la Caroline du Nord, comme la Géorgie, ont été des centres de nouveau développement national, avec la construction de tout, des usines de véhicules électriques aux centres de panneaux solaires.

La croissance est une bonne chose, affirment les défenseurs de l’énergie propre et de l’environnement, mais pas au prix d’une production beaucoup plus importante au gaz.

Cassie Gavin, directrice des politiques à la North Carolina Sustainable Energy Association, a qualifié le plan de « gifle aux résidents qui supporteront le poids des hausses de tarifs significatives » qui proviendront des nouveaux bâtiments et de la nouvelle production de gaz.

Jacob, de la Southern Alliance for Clean Energy, a déclaré que les services publics devraient plutôt envisager d’augmenter la capacité de transport dans les corridors existants « avant de nous lancer dans l’affirmation que ces ressources fossiles sont le seul moyen, ou le moyen le moins coûteux, de répondre à la nouvelle charge ». .»

Il a souligné le manque de capacité de transport comme l’une des principales raisons pour lesquelles Georgia Power se retrouve à rechercher de nouveaux accords de production et d’achat d’électricité pour répondre à la croissance croissante de la charge. L’administration Biden tente d’accélérer l’implantation et le développement de nouvelles lignes électriques longue distance. La construction de tels projets peut prendre une décennie ou plus, ce qui constitue un obstacle à l’ajout de production supplémentaire au réseau.

Les réponses à TVA, qui est censée publier un projet d’IRP au premier trimestre de cette année, sont plus positives pour certains observateurs de l’énergie propre. Le fournisseur d’électricité a pour objectif à long terme d’ajouter 10 000 MW d’énergie solaire d’ici 2035.

Il fournit de l’électricité au Tennessee ainsi qu’à certaines parties de l’Alabama, du Mississippi, du Kentucky, de la Géorgie, de la Caroline du Nord et de la Virginie.

« TVA dessert l’une des régions à la croissance la plus rapide du pays – les gens déménagent vers notre zone de service composée de sept États à un rythme six fois supérieur à la moyenne nationale pour de meilleurs emplois et une meilleure qualité de vie », a déclaré Jeff Lyash, PDG de TVA, dans un communiqué.

Mahan a déclaré que les ajouts d’énergie propre constituent « un excellent pas dans la bonne direction » et que « nous nous attendons à de bonnes choses de la part de TVA ».

Mais une vague d’annonces de centrales au gaz de la part du service public ces dernières années en a inquiété certains.

Avec l’annonce le mois dernier de son intention de construire six nouvelles turbines à gaz dans le comté de Lowndes, dans le Mississippi, la construction de centrales au gaz du service public totalise environ 5 900 MW de nouvelle production. Cela représente près de la moitié de la production actuelle au gaz et au mazout de TVA, qui totalise plus de 12 000 MW et alimente environ 7 millions de foyers.

« TVA est le chef de file en matière de développement de centrales électriques au gaz au pays », a déclaré Brianna Knisley, directrice de campagne au Tennessee pour Appalachian Voices, un groupe environnemental régional à but non lucratif.

TVA a déclaré dans les documents de planification de l’IRP que son approche globale est axée sur les principes de fiabilité et de moindre coût, ce qui nécessite l’expansion du gaz.

Mais Knisley a déclaré que TVA, en basant ses décisions sur son IRP de 2019, n’intègre pas correctement les incitations actuelles par le biais de la loi sur la réduction de l’inflation et ne met pas le pouce sur la balance en faveur de quantités inutiles de production de gaz.

Contrairement à Georgia Power et Duke, TVA n’est pas réglementée par les services publics de l’État ou les commissaires aux services publics. Au lieu de cela, l’agence sous réglementation fédérale est régie par un conseil d’administration dont les membres sont nommés par le président. Biden a nommé six des neuf membres.

Clifton Lowry, directeur de la planification et de la stratégie des ressources de TVA, a déclaré que le fournisseur d’électricité a « organisé un certain nombre de webinaires publics sur le processus (IRP) » et comprend « une quantité importante d’engagement du public et de sensibilisation des parties prenantes ».

« Mais cela n’exclut pas le fait que nous aurons ensuite une prise de décision qui suivra », a déclaré Lowry. « Quand vous arrivez à la prise de décision, vous parlez maintenant de types de technologies spécifiques, d’emplacements spécifiques, d’alternatives spécifiques pour les emplacements, et cela prend donc une forme légèrement plus tactique, mais toujours aussi robuste dans l’engagement. »

« Nous essayons d’encourager le conseil d’administration à jouer le rôle de régulateur parce que le conseil actuel est relativement nouveau », a déclaré Knisley. « J’espère que ce conseil d’administration intensifiera ses efforts et fera ce qu’il doit faire pour être un bon organisme de réglementation… au lieu de se contenter de suivre les directives du personnel. »