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Uno dei 10 più grandi impianti a carbone del Paese ha appena ricevuto una data di pensionamento. E il resto?

Per sopravvivere nella flotta sempre più piccola di centrali elettriche a carbone degli Stati Uniti, essere estremamente grandi aiuta.

Il 22 aprile, American Electric Power ha annunciato che avrebbe chiuso l'impianto di Rockport nel sud-ovest dell'Indiana entro il 2028, rendendo l'impianto l'unico dei 10 più grandi del paese a chiudere completamente prima del 2030.

Otto dei primi 10 impianti a carbone non hanno date di ritiro fisse, anche se il presidente Joe Biden ha parlato di voler vedere un'eliminazione graduale dell'elettricità generata da combustibili fossili entro il 2035 e la maggior parte degli impianti sono di proprietà di società che hanno affermato di voler puntano a zero emissioni nette entro il 2050.

Questi giganteschi impianti, tra cui uno con una ciminiera alta circa quanto la Torre Eiffel, rimangono attivi per una serie di motivi che mostrano che le sole forze di mercato a volte non sono sufficienti per convincere le compagnie energetiche a chiudere le attività che potrebbero considerare le loro ammiraglie. Alcuni degli impianti sono ancora in vita con l'aiuto dei sistemi normativi statali che consentono ai proprietari degli impianti di accumulare rendimenti garantiti, rallentando il passaggio a fonti di energia elettrica più economiche e meno inquinanti.

"Hai una quota sproporzionata di queste centrali a carbone di proprietà di monopoli verticali che sono in gran parte isolati dalle forze di mercato", ha affermato Joe Daniel, un analista energetico senior per l'Unione degli scienziati interessati.

Ma sarebbe sbagliato dire che tutti gli stabilimenti non sono in grado di competere. Alcuni, come la W.A. Parish Generating Station vicino a Houston, in Texas, di proprietà di NRG Energy, rimangono vitali grazie alle economie di scala e ai costi del carburante relativamente bassi. Questi impianti potrebbero funzionare per decenni, a meno che non ci sia un cambiamento nella politica del governo per far sì che i proprietari degli impianti coprano parte dei costi legati alle loro emissioni.

Un prezzo del carbonio colpirebbe maggiormente gli impianti a carbone perché il carbone ha più del doppio delle emissioni di gas naturale per unità di elettricità generata dalla combustione dei combustibili. Il nucleare e le rinnovabili, come il solare e l'eolico, hanno emissioni zero.

"Abbiamo bisogno di una regolamentazione sull'inquinamento da carbonio perché l'inquinamento da carbonio sta davvero danneggiando la nostra economia e danneggiando i mezzi di sussistenza delle persone, e senza che l'economia del carbone significhi la chiusura di alcuni impianti, ma certamente non tutti", ha affermato Catie Hausman, professore dell'Università del Michigan. la cui ricerca si concentra sulla politica energetica e climatica.

Mentre alcune delle più grandi centrali a carbone potrebbero essere in grado di resistere a tempo indeterminato, l'energia a carbone nel suo insieme sta rapidamente diminuendo.

Il paese ha ora 217 gigawatt di capacità da centrali elettriche a carbone, in calo di circa il 30 per cento dal 2011, secondo l'Energy Information Administration. Centinaia di impianti, per lo più i più piccoli e i più antichi, hanno chiuso.

Gli impianti rimanenti funzionano meno spesso di prima. Le centrali elettriche a carbone avevano un "fattore di capacità" medio nel 2011 del 63%, il che significa che funzionavano a poco meno di due terzi del massimo tecnicamente possibile. La media è scesa al 40% l'anno scorso, con molti impianti inattivi per la maggior parte del tempo poiché i loro proprietari hanno scelto di utilizzare opzioni meno costose.

Dei 10 più grandi impianti a carbone, classificati per capacità di generazione, quello che ha utilizzato meno, con un fattore di capacità del 18%, è Rockport, l'impianto che ha appena ottenuto una data di pensionamento.

Costoso e legato nei tribunali

AEP ha annunciato i suoi piani per chiudere Rockport come parte del suo rilascio trimestrale degli utili, che si è verificato durante la Giornata della Terra.

Rockport, con una capacità estiva di 2.600 megawatt, è composta da due unità di generazione da 1.300 megawatt, una di proprietà di AEP e l'altra di proprietà di Wilmington Trust Co., una società di servizi finanziari.

AEP ha dichiarato nel 2019 che avrebbe chiuso la sua metà dell'impianto nel 2028. L'ultima notizia è che la società aveva un accordo per acquistare l'altra metà e chiuderla nel 2028, in attesa dell'approvazione da parte delle autorità di regolamentazione.

Rockport è un punto di riferimento, situato vicino a un'ansa del fiume Ohio al confine con il Kentucky e visibile per miglia intorno. La sua ciminiera è alta 1.038 piedi ed è stata descritta come una delle più alte del mondo. È quasi il doppio dell'altezza della Statua della Libertà e circa la stessa altezza della Torre Eiffel.

Nick Akins, presidente, presidente e amministratore delegato di AEP, ha dichiarato in una teleconferenza che la società potrebbe chiudere lo stabilimento anche prima, a seconda delle condizioni di mercato.

Lo stabilimento di Rockport fa parte di un caso legale di lunga data che risale a una denuncia presentata nel 1999 dall'Agenzia per la protezione dell'ambiente degli Stati Uniti per presunte violazioni del Clean Air Act. Il caso ha portato a un accordo del 2007 che includeva l'EPA, i gruppi ambientalisti e i governi degli stati nordorientali in cui l'AEP ha affermato che avrebbe adottato una serie di misure per ridurre le emissioni. Chiudendo l'impianto, l'AEP non dovrà spendere più di 1 miliardo di dollari per i controlli sull'inquinamento richiesti da un giudice della corte distrettuale federale.

Oltre alle questioni legali, Rockport è la più costosa da gestire delle 10 più grandi centrali a carbone, con un costo di $ 61 per megawattora di produzione di elettricità, secondo un'analisi delle centrali elettriche a carbone statunitensi che verranno rilasciate questa settimana dal think tank Energy Innovation. Il costo è quasi il doppio di quello che pagherebbe un'azienda elettrica per l'energia eolica o solare in Indiana, secondo Eric Gimon, senior fellow presso Energy Innovation e coautore del rapporto.

L'AEP "probabilmente non sta facendo molti soldi con quella cosa", ha detto.

Una delle persone sollevate nel vedere l'impianto ottenere una data di pensionamento è Wendy Bredhold, che vive vicino allo stabilimento, a Evansville, nell'Indiana, e lavora nello staff della campagna Beyond Coal del Sierra Club per l'Indiana e il Kentucky.

“Come residente nel sud-ovest dell'Indiana, ho cresciuto mio figlio qui, inizialmente ero euforico perché questo è il primo annuncio completo di uno dei super-inquinatori [closing]," lei disse.

Ma ha detto di avere sentimenti contrastanti sulla tempistica del 2028 perché vorrebbe vederla vicina ancora prima.

La parte dell'Indiana di Bredhold ospita un gruppo di centrali a carbone fortemente inquinanti, tra cui un altro che è tra i 10 più grandi, lo stabilimento Gibson Station di Duke Energy.

Duke ha affermato che sta pianificando di chiudere una delle cinque unità di generazione presso l'impianto di Gibson nel 2026, mentre il resto rimarrà aperto fino al 2034 o al 2038. Ma quei piani non sono definitivi e potrebbero cambiare nel prossimo futuro. Duke sta ora lavorando ad un aggiornamento del suo piano a lungo termine per le centrali elettriche dell'Indiana, che sarà rilasciato questo autunno.

Il costo di generazione di Gibson è di $ 41 per megawattora, secondo Energy Innovation.

Rockport e Gibson, che si trovano a circa 65 miglia di distanza, condividono la particolarità di essere le uniche due delle 10 più grandi centrali elettriche a carbone ad avere date di pensionamento.

AEP, con sede in Ohio, ha un altro impianto tra i primi 10, il John Amos Plant in West Virginia, che ha un costo di generazione di $ 39 per megawattora.

Scott Blake, un portavoce dell'AEP, ha affermato che la società non ha un programma preciso per il ritiro dello stabilimento di Amos. Nei documenti normativi, AEP ha elencato un potenziale anno di pensionamento del 2040 per l'impianto, ma questo non è un piano fermo.

"Quando gli impianti smetteranno di funzionare saranno guidati dalle forze di mercato e dalla regolamentazione ambientale", ha affermato.

I costi operativi variano per i grandi impianti

La Southern Company con sede ad Atlanta possiede tre dei primi 10 stabilimenti: Plant Scherer e Plant Bowen in Georgia e James H. Miller Jr. Electric Generating Plant in Alabama. La società non ha intenzione di ritirare nessuno dei tre.

Mentre le piante possono sembrare simili, ci sono alcune grandi differenze nelle loro prestazioni finanziarie, ha detto Gimon.

Nel rapporto, lui e i suoi coautori hanno affermato che gli impianti Scherer e Bowen hanno ciascuno costi elevati, con $ 56 per megawattora per Scherer e $ 54 per megawattora per Bowen, che è sostanzialmente più del costo dell'elettricità dagli impianti che funzionano a gas naturale, eolico o solare. Le cifre in dollari includono informazioni pubblicamente riportate dalle società, insieme a stime degli autori del rapporto per riempire gli spazi vuoti di ciò che le società non riportano.

Nel frattempo, l'impianto di Miller ha alcuni dei costi più bassi, con $ 29 per megawattora.

Il grande divario è dovuto a diversi fattori, tra cui le spese di manutenzione e il prezzo del carbone, che può variare molto anche per gli impianti di proprietà della stessa società.

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Gimon considera gli alti costi degli impianti in Georgia come un segno di scarsa regolamentazione. Lo stato consente all'utility di addebitare ai clienti la gestione degli impianti, oltre a un livello di profitto concordato. Questo sistema non funziona se i regolatori non chiedono che le utility gestiscano efficacemente i loro costi e giustifichino i loro profitti, ha affermato.

"Come diavolo fanno i regolatori a lasciare che queste piante restino in giro?" chiese Gimon.

Contattato per una risposta, Tom Krause, portavoce della Georgia Public Service Commission, ha affermato che gli stabilimenti Scherer e Bowen "sono attualmente competitivi" e che chiuderli improvvisamente "metterebbe a dura prova i contribuenti".

Demetrius Sherrod, un portavoce della Southern Company, ha affermato che la controllata della sua azienda, Georgia Power, ha lavorato con i regolatori per gestire un mix diversificato di centrali elettriche e determinare quando le centrali dovrebbero chiudere. La società presenterà il suo prossimo piano a lungo termine per le sue centrali elettriche a gennaio.

“Georgia Power continuerà a gestire i suoi impianti di produzione di carbone fintanto che forniranno vantaggi economici ai clienti”, ha affermato.

Anche la Monroe Power Plant nel Michigan, di proprietà di DTE Energy, ha i suoi profitti garantiti dalle autorità di regolamentazione statali, ma i suoi costi, 32 dollari per megawattora, sono bassi rispetto a molti altri grandi impianti a carbone. Nei documenti normativi, DTE ha elencato un potenziale anno di pensionamento del 2040 per l'impianto, ma ha anche affermato che questo è soggetto a modifiche.

Una soluzione politica ovvia

Gli altri impianti nella top 10 includono diversi che hanno costi relativamente bassi e potrebbero continuare a funzionare a lungo, se il profitto fosse l'unica considerazione.

Due degli impianti, WA Parish in Texas (29 dollari per megawattora) e Gavin Power Plant in Ohio (34 dollari per megawattora), si trovano in mercati in cui i generatori di elettricità competono sul prezzo, invece di avere profitti garantiti dai regolatori statali . L'impianto di Gavin, di proprietà di Lightstone Generation, una joint venture di società finanziarie Blackstone e ArcLight, ha il vantaggio di trovarsi in una regione della rete multi-stato che paga gli impianti per aver accettato di essere sempre disponibili per l'uso. Questi pagamenti sono probabilmente sufficienti per fare la differenza tra un impianto che guadagna e perde denaro, ha detto Gimon.

Un altro impianto con costi relativamente bassi (30 dollari per megawattora) è il Cumberland Fossil Plant nel Tennessee, di proprietà della Tennessee Valley Authority, gestita a livello federale. L'impianto non ha una data di ritiro, ma il presidente della TVA ha dichiarato la scorsa settimana che la società si sta preparando a eliminare gradualmente le sue centrali elettriche a carbone entro il 2035. La TVA non ha rilasciato ulteriori dettagli e dovrebbe passare attraverso un processo di approvazione con il suo consiglio per stabilire un programma di pensionamento.

Per sostenitori e ricercatori che vorrebbero vedere chiudere tutte le centrali a carbone, una delle soluzioni politiche più ovvie, un prezzo sulle emissioni di carbonio, è anche una delle più gravose politicamente.

Senza un metodo per fare in modo che le centrali elettriche coprano i costi delle loro emissioni, i sostenitori sono lasciati a sostenere la propria tesi su ciascun impianto nei casi normativi statali e nelle campagne di pressione degli azionisti.

Il loro caso è in gran parte economico e possono indicare una tendenza a lungo termine che va nella direzione dell'energia pulita.

"Il carbone continua a diventare più costoso e l'energia pulita continua a diventare più economica", ha affermato Daniel dell'Unione degli scienziati interessati.

Ma rimane frustrante per lui e per molti altri che la realtà del cambiamento climatico non sia sufficiente a convincere i leader a chiudere rapidamente la porta all'energia a carbone.

Dan Gearino

Reporter sull'energia pulita, Midwest, National Environment Reporting Network

Dan Gearino copre gli Stati Uniti del Midwest, parte del National Environment Reporting Network di ICN. La sua copertura si occupa del lato commerciale della transizione verso l'energia pulita e scrive la newsletter Inside Clean Energy di ICN. È arrivato in ICN nel 2018 dopo un incarico di nove anni presso The Columbus Dispatch, dove si è occupato del business dell'energia. Prima di allora, si è occupato di politica e affari in Iowa e nel New Hampshire. È cresciuto nella contea di Warren, Iowa, appena a sud di Des Moines, e vive a Columbus, Ohio.

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