Blog

May 15, 2023

L'Agence contre-attaque : l'EPA propose de nouvelles limites d'émissions pour les combustibles fossiles

Nouvelles de l'industrie de l'énergie organisées à partir de milliers de sources de premier plan. Nouvelles Par: Par M.

Nouvelles de l'industrie de l'énergie organisées à partir de milliers de sources de premier plan.

Nouvelles

Par:Par M. Jeffrey Schlegel, Daniella Einik, Kevin Holewinski, Yaakov M. Roth, Jane Story, Charles Wehland, Caroline A. Corbally, Cameron J. Gable, Nisha Jain, Mary McCauslin et Justin D. Stoll

Bref

La situation:L'Environmental Protection Agency (« EPA ») a publié des propositions de règles visant à limiter les émissions de dioxyde de carbone (« CO2 ») provenant des centrales électriques alimentées par des combustibles fossiles (les « propositions de règles »).

Le résultat:Les règles proposées exigeraient que presque toutes les unités de production d'électricité à combustible fossile ("EGU") existantes mettent en œuvre le captage et le stockage du carbone, remplacent en grande partie les combustibles fossiles par de l'hydrogène issu de procédés à faible émission de carbone, ou s'arrêtent.

Regarder vers l'avant : Si elles sont finalisées, les règles proposées sont susceptibles de faire face à d'importantes contestations juridiques au motif que l'EPA n'a pas le pouvoir de promulguer les règles proposées à moins que le Congrès ne fournisse une déclaration claire pour déléguer une telle autorité - un principe établi par la Cour suprême des États-Unis dans West Virginia c. EPA.

Le 23 mai 2023, l'EPA a publié des propositions de limites d'émissions et de lignes directrices pour le CO2 émis par presque toutes les centrales électriques à combustibles fossiles existantes dans le Federal Register. Citant l'autorité en vertu de l'article 111 de la Clean Air Act (la « CAA »), les règles proposées adoptent un « meilleur système de réduction des émissions » (« BSER ») qui est « suffisamment démontré » pour le contrôle du CO2 d'ici 2040. Le BSER obligera presque toutes les unités de production d'électricité à combustible fossile existantes à choisir de mettre en œuvre l'une de ces options : (i) capture et stockage du carbone ; (ii) remplacer substantiellement les combustibles fossiles par de l'hydrogène issu de procédés à faible émission de carbone ; ou (iii) fermer.

En plus des limites BSER pour les sources existantes, la proposition de règle établit des limites similaires pour les nouvelles turbines à combustion alimentées au gaz. Si les limites proposées pour les nouvelles turbines à combustion sont finalisées, elles s'appliqueront rétroactivement à toutes les turbines à combustion dont la construction a commencé après la date à laquelle les règles proposées sont publiées dans le Federal Register.

Les règles proposées comprennent des limites provisoires en vigueur avant 2040 qui varient selon le type d'unité (nouvelle ou existante, turbine à combustion ou chaudière utilitaire, alimentée au charbon ou au gaz naturel), sa fréquence de fonctionnement (charge de base, charge intermédiaire ou faible charge (pointe)) et son horizon d'exploitation (c.-à-d. exploitation prévue après certaines dates futures). Si elles sont finalisées, les règles proposées exigeraient que les États soumettent à l'EPA des plans pour se conformer aux nouvelles limitations d'émissions de GES dans les 24 mois suivant la date d'entrée en vigueur des directives sur les émissions. L'EPA exigerait généralement plus de contrôle des émissions de CO2 dans les centrales électriques alimentées par des combustibles fossiles qui fonctionnent plus fréquemment et pendant plus d'années, et imposerait progressivement des exigences de plus en plus strictes en matière de CO2 au fil du temps sur la base de technologies telles que la capture et la séquestration/stockage du carbone (« CSC »), la co-combustion d'hydrogène à faible émission de gaz à effet de serre (« GES ») et la co-combustion de gaz naturel.

Turbines à combustion au gaz naturel nouvelles et existantes

En vertu des règles proposées, les limites d'émissions pour les turbines à combustion alimentées au gaz naturel seraient basées sur le CSC et/ou l'utilisation d'hydrogène à faible émission de GES, et varieraient selon que les unités sont nouvelles ou existantes et selon qu'elles sont utilisées pour la charge de base ou la production de charge intermédiaire. Comme indiqué dans le tableau ci-dessous, les règles proposées créeraient trois sous-catégories pour les turbines à combustion alimentées aux combustibles fossiles nouvelles et reconstruites, chacune soumise à un BSER et à une norme de performance différents, en fonction de la fonction de la turbine : (i) une sous-catégorie à faible charge (« unités de pointe ») qui se compose de turbines à combustion avec un facteur de capacité inférieur à 20 % ; (ii) une sous-catégorie de charge intermédiaire pour les turbines à combustion avec un facteur de capacité compris entre 20 % et un plafond spécifique à la source ; et (iii) une sous-catégorie de charge de base pour les turbines à combustion qui fonctionnent au-dessus du seuil plafond pour les turbines à charge intermédiaire.

En ce qui concerne les turbines à combustion existantes, l'EPA a proposé un BSER uniquement pour les turbines fréquemment utilisées qui sont supérieures à 300 MW avec un facteur de capacité supérieur à 50 %. L'EPA prévoit que les États peuvent tenir compte de la durée de vie utile restante et d'autres facteurs lors de l'application des normes de performance aux sources individuelles existantes.

EGU à charbon existantes

L'EPA propose d'abroger et de remplacer les lignes directrices existantes sur les émissions de la règle de l'énergie propre abordable (la «règle ACE») en raison, en partie, de la prétendue diminution des coûts de la co-combustion du CSC et du gaz naturel. En conséquence, l'EPA a considéré le CSC et la co-combustion au gaz naturel comme candidats au BSER pour les EGU à vapeur au charbon existantes. Pour les EGU qui prévoient de fonctionner à long terme, la proposition de règle conclut que le BSER est un CCS avec 90 % de captage de CO2. Pour les EGU qui s'engagent à cesser leurs activités avant 2040, le BSER applicable dépendrait de la date à laquelle l'EGU cessera ses activités. L'EPA justifie cette approche en notant qu'elle a reconnu que le CSC sera le plus rentable pour les EGU à vapeur existantes qui sont en mesure de récupérer les coûts en capital associés au CSC sur une période suffisamment longue. Les sous-catégories et les limites d'émissions pour les EGU à vapeur sont identifiées dans le tableau ci-dessous.

Analyse d'impact réglementaire

Conformément aux décrets exécutifs 12866 et 13563 et aux directives applicables, l'EPA a publié une analyse d'impact réglementaire ("AIR") pour analyser les avantages et les coûts associés aux réductions d'émissions projetées dans le cadre des règles proposées. L'EPA affirme qu'en 2020, 25% des émissions totales de GES des États-Unis étaient attribuables aux EGU à combustibles fossiles et postule que les règles proposées sont nécessaires pour corriger l'externalité négative de la pollution atmosphérique causée par les producteurs d'électricité.

L'EPA explique que si ces producteurs d'électricité à partir de combustibles fossiles polluent l'atmosphère lors de la production d'électricité, les coûts sociaux ne seront pas supportés exclusivement par l'entreprise polluante, mais plutôt par la société dans son ensemble. L'EPA note que le prix d'équilibre du marché de l'électricité peut ne pas intégrer le coût d'opportunité total pour la société de ces produits, et par conséquent, les producteurs peuvent ne pas internaliser le coût social des émissions, et les coûts sociaux seront plus élevés en l'absence de réglementation sur les émissions. Les règles proposées s'efforceraient de remédier à cette supposée défaillance du marché en obligeant les producteurs concernés à internaliser plus complètement l'externalité négative associée aux émissions de GES provenant de la production d'électricité par les EGU à turbine à combustion fixes nouvelles et existantes alimentées par des combustibles fossiles et les EGU génératrices de vapeur à combustible fossile existantes.

En outre, l'EPA justifie l'abrogation proposée de la règle ACE en se fondant sur le fait que les améliorations du taux de chaleur des EGU au charbon devaient fournir des réductions de CO2 négligeables et, par conséquent, que ces mesures ne sont pas le BSER approprié pour les EGU au charbon existantes. L'EPA a prévu dans le RIA pour la règle ACE publiée en juin 2019 une réduction d'environ 11 millions de tonnes courtes d'émissions de CO2, tandis que l'EPA prévoit maintenant que les règles proposées entraîneront une réduction de 89 millions de tonnes métriques d'émissions de CO2.

L'EPA a précédemment conclu que les émissions de GES mettent en danger la santé et le bien-être publics. 74 FR 66496 (15 décembre 2009). En vertu de l'article 111 de la CAA, l'EPA est tenue de promulguer une liste de catégories de sources fixes qui causent ou contribuent de manière significative à "la pollution de l'air dont on peut raisonnablement s'attendre à ce qu'elle mette en danger la santé ou le bien-être public". 42 USC § 7411(b)(1). Bien que l'EPA indique que la santé et le bien-être publics sont sa principale justification, la RIA explore « les grandes tendances [de l'industrie] loin de la production au charbon et vers une production à faibles émissions » dans son analyse, notant « des changements structurels substantiels à la fois dans la combinaison de la capacité de production et dans la part de la production d'électricité fournie par différents types de production » au cours de la dernière décennie. L'EPA reconnaît également une série d'études qui, selon elle, confirment les tendances du marché à la baisse des coûts de production d'énergie renouvelable en raison des progrès technologiques, des améliorations des performances et des incitations gouvernementales.

Retour de la doctrine des questions majeures

Bien que l'EPA prévoie que "les systèmes de réduction des émissions comme le changement de carburant, les contrôles supplémentaires et les améliorations de l'efficacité s'inscrivent confortablement dans le cadre de la pratique antérieure reconnue par la Cour suprême", les règles proposées sont susceptibles de faire face à d'importants défis juridiques sur la base de la doctrine des questions majeures établie dans West Virginia v. EPA.

En 2015, l'EPA a publié le Clean Power Plan (le « Plan ») pour réduire les émissions de GES en obligeant les centrales électriques à passer de certaines sources d'énergie, comme le charbon, à d'autres sources à faibles émissions, comme l'éolien et le solaire. Le plan a établi un BSER que les centrales électriques à combustible fossile existantes ne pourraient pas atteindre en installant des technologies plus propres. Au lieu de cela, le plan aurait exigé que les usines réduisent leur production, déplacent leur production du charbon vers le gaz naturel et les énergies renouvelables, ou ferment définitivement pour atteindre les nouveaux objectifs. Dans une affaire plaidée par Jones Day, West Virginia v. EPA, 142 S. Ct. 2587 (2022), la Cour suprême a rendu une décision 6 contre 3 selon laquelle le Congrès n'a pas accordé à l'EPA le pouvoir de créer des plafonds d'émissions basés sur le changement de génération, invalidant ainsi le plan.

La Cour suprême s'est appuyée sur la doctrine des « questions majeures » pour conclure que le plan outrepassait le pouvoir de l'EPA en vertu de la CAA. Plus précisément, la Cour suprême a conclu que la tentative de l'EPA d'imposer des plafonds d'émissions en transférant la production d'électricité de produits à plus forte émission à des produits à faible émission représentait une "question majeure" d'importance économique et politique. En vertu de la doctrine des «questions majeures», les agences administratives, telles que l'EPA, n'ont pas le pouvoir de prendre des décisions sur les «questions majeures» à moins que le Congrès n'ait fourni une déclaration claire destinée à déléguer une telle autorité extraordinaire.

À la lumière de la décision rendue dans West Virginia c. EPA, l'EPA a tenté d'adapter les règles proposées aux paramètres imprégnés par la Cour suprême. Plutôt que de réglementer l'ensemble du réseau comme le plan l'avait tenté, les règles proposées par l'EPA réglementent les centrales électriques individuelles à la source. Comme l'explique l'EPA dans les règles proposées, la Cour suprême a reconnu, et l'EPA a déterminé, que le BSER était "des mesures qui améliorent les performances de pollution de sources individuelles, y compris des contrôles supplémentaires et des carburants propres". Nous ne nous attendons pas à ce que l'EPA ait le dernier mot sur la question de savoir si la règle proposée surmonte avec succès les obstacles posés par la doctrine des questions majeures.

Les commentaires publics sur les règles proposées doivent être déposés le 24 juillet 2023.

Trois plats à emporter

Le contenu de cet article est destiné à fournir un guide général sur le sujet. Des conseils spécialisés doivent être recherchés au sujet de votre situation particulière.

M. Jeffrey Schlegel Jones Day 717 Texas Suite 3300 Houston Texas 77002- 2712 ÉTATS-UNIS Tél. : 2165863939 Fax : 2165790212 E-mail : [email protected] URL : www.jonesday.com

Pas encore de discussions. Démarrez une discussion ci-dessous.

L'Energy Central Power Industry Network® est basé sur une idée centrale : les professionnels de l'industrie de l'énergie s'entraident et font progresser l'industrie en partageant et en apprenant les uns des autres.

Si vous avez une expérience ou un aperçu à partager ou si vous avez appris quelque chose d'une conférence ou d'un séminaire, vos pairs et collègues d'Energy Central veulent en entendre parler. Il est également facile de partager un lien vers un article que vous avez aimé ou une ressource de l'industrie qui, selon vous, serait utile.

Créer un article »En savoir plus sur la publication sur Energy Central »

Votre accès aux fonctionnalités réservées aux membres est limité.

Abonnez-vous dès aujourd'hui auBulletin quotidien de l'industrie de l'énergiepour les nouvelles les plus récentes et les plus pertinentes de l'industrie des services publics.

Responsable du flux de travail de facturationEmplacement de Chesapeake Utilities Corporation - À distance

Agent de sécurité électriqueSLAC National Accelerator Laboratory Menlo Park, Californie

Gestionnaire, Power Marketing & ConformitéGreat River Energy Maple Grove, Minnesota

Technicien support client informatiquePowder River Energy Corporation Gillette, Wyoming

Spécialiste de la réglementationPowder River Energy Corporation Gillette ou Sundance, Wyoming

Directeur de la préparation aux situations d'urgence et de la protection des infrastructures essentiellesAutorité de l'électricité de Long Island Uniondale, New York

Vice-président - AlimentationServices coopératifs unis Cleburne, Texas

Ingénieur/spécialiste de l'intégration de systèmesSUBNET Solutions Inc. États-Unis

Directeur du programme d'analyse de donnéesCoopérative électrique du sud du Maryland, Inc. Hughesville, Maryland

Directeur de l'énergie propreAutorité de l'électricité de Long Island Uniondale, New York

Responsable des TarifsAutorité de l'électricité de Long Island Uniondale, New York

Vice-président des services aux membresPowder River Energy Corporation Sundance, Wyoming