Prairie State Energy Campus

Prairie State Energy Campus est une centrale électrique au charbon de 1 600 mégawatts (MW) située à Lively Grove, dans l’Illinois. La deuxième unité de la centrale de deux unités, d’une valeur de 4,93 milliards de dollars américains, est entrée en service commercial en novembre 2012, complétant la plus grande centrale au charbon américaine construite en 30 ans.

Location

La centrale est située à environ 45 miles au sud-est de la grande région de St. Louis.

Proposition

La centrale au charbon a été proposée pour la première fois en 2001.

Le charbon pour la centrale proviendrait de la mine proposée de 6,5 millions de tonnes par an de Lively Grove dans l’Illinois.

La mine Jordan Grove en Illinois sert de site secondaire pour stocker les déchets de charbon de combustion du Prairie State Energy Campus, car Peabody possède un permis pour un site de déchets de charbon dans le sud-est du comté de St. Clair, en Illinois. La grande centrale disposera de plus d’un milliard de dollars de contrôles d’émissions et devrait fournir de l’électricité à 2,5 millions de familles dans le Missouri, l’Illinois, l’Indiana, le Kentucky, l’Ohio, le Michigan, la Virginie et la Virginie-Occidentale.

Les propriétaires et investisseurs de la centrale sont huit services publics d’électricité et Peabody Energy. La propriété du projet a changé au fil du temps : Peabody et CMS Energy étaient co-sponsors du projet, chacun possédant une part de 15 %, mais CMS s’est retiré en mai 2007, selon les documents de la SEC déposés par la société. Un groupe de coopératives électriques rurales et d’agences municipales d’électricité du Midwest, la Northern Illinois Municipal Power Agency, détient 53 % du projet. En juillet 2007, American Municipal Power Ohio s’est engagée à détenir une part de 300 MW ; en septembre 2007, Southern Illinois Power Cooperative s’est engagée à détenir une part de 125 MW.

La construction de l’installation a commencé le 1er octobre 2007.

Histoire

Le permis d’air de la centrale a fait l’objet d’une longue lutte. L’EPA de l’Illinois a délivré un permis atmosphérique PSD en 2005, qui a ensuite fait l’objet d’un appel. En août 2006, la commission d’appel environnementale de l’EPA a confirmé le permis. En octobre 2006, le Sierra Club, l’American Lung Association et l’American Bottom Conservancy ont contesté le permis d’exploitation de l’usine dans une requête adressée à la cour d’appel du 7e circuit des États-Unis, qui a confirmé le permis en août 2007. En juillet 2008, la commission d’appel environnementale de l’EPA a statué que le permis d’émission d’air était valide.

Peabody Energy a initialement financé la centrale, mais a ensuite vendu 95 % du projet à huit agences publiques d’électricité du Midwest.

Prairie Power Inc. (PPI), qui cherche un financement pour une part de 8,2 % dans la centrale, s’est vu refuser par le Rural Utilities Service lorsque l’agence a émis un moratoire sur les nouveaux prêts pour les centrales électriques au charbon au début de 2008. En octobre, un porte-parole du projet complet a déclaré que PPI avait trouvé un financement ailleurs. Lyndon Gabbert, vice-président des finances et de la comptabilité de Prairie Power, a refusé de commenter le statut du financement du projet, disant seulement :  » La presse a une vendetta contre cette industrie. « 

Le débat sur la centrale s’est poursuivi pendant sa construction, les communautés locales et les groupes environnementaux exprimant toujours leur opposition. Une fois achevée, Prairie State a coûté plus de 4 milliards de dollars. La centrale libère du CO2 dans l’atmosphère car son permis de construire ne réglemente pas les émissions de CO2. Elle fournira de l’électricité en gros aux membres de Farmers Mutual Electric. Le coût de la centrale sera répercuté sur les contribuables.

En juillet 2010, le maire de Genève, Kevin Burns, a déclaré au Chicago Tribune qu’il avait récemment ordonné à son personnel d’étudier si la ville pouvait limiter le paiement des coûts croissants du projet. Les communautés sont liées par des contrats de 28 ans qui nécessiteront une augmentation des tarifs d’électricité pour couvrir les dépassements de coûts de construction. Les dossiers de 2009 de l’Illinois Municipal Electric Agency (IMEA), une association de 33 villes qui détient une participation de 15 % dans la centrale, dont Naperville, St. Charles et Winnetka, donnent une idée de l’augmentation possible des tarifs. Charles et Winnetka. L’agence a prévu que les tarifs de distribution de l’électricité aux communautés membres passeraient à 63,40 dollars par mégawattheure en 2013, soit une augmentation de 30 % par rapport à 2007. Les responsables de l’agence attribuent l’augmentation des tarifs à leur investissement dans le projet de l’Illinois et dans une centrale au charbon plus petite et moins coûteuse dans le Kentucky.

En juillet 2010, pour faire face à l’augmentation des coûts de construction et sans fournir de détails sur le nouvel accord, la société de gestion chargée de superviser la centrale, Prairie State Generating Co, a déclaré avoir négocié un nouvel accord plafonnant le budget de construction à « environ 4 milliards de dollars », soit moins que les coûts prévus de 4,4 milliards de dollars. Ce montant ne comprend pas les coûts totaux du projet, y compris les réserves de charbon à proximité, le développement de la mine et les lignes de transmission.

La première unité a été mise en service en juin 2012, six mois plus tard que prévu. Les critiques disent que le prix de la centrale, qui s’élève maintenant à 5 milliards de dollars, est 25 % plus élevé que lorsque la ville a signé, ce qui fait augmenter le prix de l’électricité que Kirkwood et d’autres villes sont obligées d’acheter. La deuxième unité a commencé à produire de l’énergie commerciale le 2 novembre 2012.

Prairie State et les réglementations sur le CO2

Dans une lettre du 11 mai 2015, le PDG de Prairie State, Don Gaston, a demandé à l’Agence de protection de l’environnement d’exempter la centrale des nouvelles règles de contrôle de la pollution par le dioxyde de carbone. Selon une analyse de l’IEEFA, la lettre :

1. Ne reconnaît pas que la société avait dit pendant des années que la répression de l’EPA sur les émissions de dioxyde de carbone n’affecterait pas Prairie State;
2. Insiste pour que Prairie State soit autorisé à fonctionner à pleine capacité, même si la centrale ne l’a jamais fait, et soutient que l’EPA ne devrait pas utiliser les données de charge de base de 2012 pour estimer la quantité de pollution de la centrale ;
3. Essaie de persuader l’EPA que la réduction des activités de la centrale empêcherait les municipalités membres et les coopératives électriques rurales qui « dépendent de sa répartition de la charge de base » de récupérer leur investissement.

L’IEEFA conclut : « Rappelons que la centrale de 1600 mégawatts a été développée par Peabody Energy il y a 10 ans à côté de sa mine de charbon de Lively Grove. Comme les coûts de construction ont augmenté, Peabody a transféré 95 % de la propriété – et du risque – à huit agences municipales d’électricité, qui ont émis collectivement 5 milliards de dollars d’obligations garanties par les revenus électriques de 200 municipalités du Midwest et de Virginie, dont beaucoup ont été incitées à signer des contrats de 50 ans. Aujourd’hui, l’électricité produite par Prairie State est au moins deux fois plus chère que l’électricité qui pourrait être achetée sur le marché de gros. »

Coût et financement

La centrale a un coût estimé à 5 milliards de dollars en 2012, dont 1 milliard pour les contrôles de pollution.

L’usine est financée par Bank of America, Citibank, Credit Suisse, JP Morgan Chase, Morgan Stanley et Wells Fargo.

Peabody va vendre sa participation

En janvier 2016, Peabody Energy a déclaré qu’elle vendait sa participation restante dans l’usine de charbon Prairie State, pour environ 20 % (1 milliard de dollars US) de sa valeur initiale. Selon l’IEEFA, la centrale a enregistré des performances insuffisantes de manière constante depuis sa mise en service en 2012, et a produit de l’électricité à des coûts supérieurs aux prix du marché. Les propriétaires de la centrale comprennent des municipalités de l’Illinois, de l’Indiana, du Kentucky, du Michigan, du Missouri, de l’Ohio et de la Virginie.

Site de la centrale sur des lignes de faille sismique

La centrale est construite entre les lignes de faille sismique Wabash et New Madrid, site du « Big Shake » de 1811 : « lorsque le plus grand tremblement de terre de l’histoire des États-Unis, survenu à New Madrid, dans le Missouri, a modifié les voies d’eau mêmes qui alimenteront l’exploitation de la mine de Peabody », selon l’auteur Jeff Biggers. Un rapport publié dans la revue Nature en 2005, et conféré à une enquête géologique américaine, a constaté qu’il y a 90 % de chances qu’un tremblement de terre de magnitude 6 ou 7 se produise dans la zone sismique de New Madrid au cours des prochaines fifty années, ce qui soulève des inquiétudes quant aux dommages et à la contamination des usines.

Site de déchets de charbon

En 2005, alors qu’il demandait un permis pour commencer la construction, Prairie State a déclaré au conseil de zonage local que les milliers de tonnes de cendres de charbon produites par la centrale seraient expédiées hors du comté vers des sites d’élimination autorisés. La dérogation de zonage a été accordée. Puis, le 26 juin 2012, le conseil d’administration du comté de Washington s’est réuni à huis clos avec l’avocat de Prairie State et a adopté un amendement à une ordonnance autorisant la société à construire une décharge de cendres de charbon de 720 acres sur des terres agricoles plates près de la centrale. L’amendement a permis à la société de contourner le processus normal de zonage, qui aurait impliqué des audiences publiques.

Si la décharge de cendres de charbon est construite, elle contiendrait finalement un tas de cendres de charbon sèches de 250 pieds de haut assis sur des terres agricoles plates.

La société a déclaré que la décharge sera revêtue d’un revêtement d’argile de trois pieds d’épaisseur et d’un revêtement synthétique et entourée de plus de 30 puits d’eau souterraine pour surveiller la contamination potentielle. Les critiques disent que lorsque les revêtements des décharges de cendres de charbon ont échoué dans d’autres endroits, un système coûteux de puits de surveillance et de pompes doit être installé pour empêcher un panache d’eau souterraine contaminée de se répandre, et qu’un tel échec n’est généralement qu’une question de temps.

Les critiques se demandent également si la décharge est destinée à augmenter la capacité globale de stockage des cendres de charbon de la société. La société a déjà deux sites d’élimination des cendres de charbon à proximité qui ont été approuvés par les régulateurs. L’un est un site de mine de charbon épuisé appelé Randolph Preparation Plant, qui dispose de plus de 500 acres d’espace de décharge de cendres de charbon et d’une espérance de vie de 22 ans, selon la documentation soumise par Peabody Energy à l’EPA de l’Illinois en 2005. L’autre site, une autre zone de mines à ciel ouvert appelée Jordan Grove, dispose de 953 acres. Prairie State a déclaré que le nouvel accord avec le comté de Washington interdit à la société d’expédier des cendres de charbon provenant d’autres sites.

En 2012, Prairie State avait encore besoin de deux permis distincts de l’EPA de l’Illinois pour la décharge d’Energy Campus – un pour mettre en décharge le matériau et un pour permettre la pollution de l’eau.

Détails du projet

• Commanditaire : American Municipal Power (23,36%), Illinois Municipal Electric Agency (15,17%), Indiana Municipal Power Agency (12,64%), Kentucky Municipal Power Agency (7,82%), Missouri Joint Municipal Electric Utility Commission (12,33%), Northern Illinois Municipal Power Agency (7,60%), Prairie State Power Inc. (8,22%), Southern Illinois Power Cooperative (7,90%), et Wabash Valley Power (5,06%)
• Lieu : Lively Grove, Illinois
• Coordonnées : 38.2782522,-89.6685687 (exact)
• Taille : 1 600MW (Unités 1-2 : unités de 800 MW) (Les unités sont enregistrées comme 883 MW chacune avec l’EIA.)
• Type : Supercritique
• Émissions annuelles estimées de CO2 : 13 millions de tonnes métriques

Financement

• Bank of America
• Citibank
• JP Morgan Chase

.

• Morgan Stanley
• Credit Suisse
• Wells Fargo

Groupes de citoyens

• Valley Watch, contactez valleywatch.net
• Illinois Sierra Club, Bruce Nilles, bruce.nilles sierraclub.org
• Missouri Sierra Club, missouri.chapter sierraclub.org
• Respiratory Health Association of Metropolitan Chicago, Brian Urbaszewski, burbaszewski lungchicago.org
• American Bottom Conservancy, Kathy Andria

Ressources

Articles SourceWatch associés

• Litiges relatifs aux centrales au charbon
• Capture et stockage du carbone
• Existants aux États-Unis. Centrales de charbon
• Centrales de charbon proposées aux États-Unis (actives et annulées)
• L’Illinois et le charbon
• Guide d’information État par État sur le charbon aux États-Unis (ou cliquez sur la carte)

• Campus énergétique de l’État des Prairies
• « Des groupes déposent un appel pour bloquer la plus grande nouvelle source de pollution du réchauffement climatique de la nation : Seek Cleaner Technology », site Web de l’Illinois Sierra Club, 27 octobre 2006.
• « Illinois Power Cooperative Joins Prairie State Energy Campus Partner Group With a 125 Megawatt Commitment », communiqué de presse de Peabody Energy, 4 septembre 2007.
• « Peabody’s Illinois Coal Plant Gets Green Light », Power Magazine, octobre 2007.