Un expert se penche sur le projet Tundra et la viabilité de la modernisation des centrales au charbon pour capturer le carbone.
Les sociétés énergétiques parlent depuis des années de la manière dont la technologie de capture du carbone préservera leur capacité à brûler du charbon et du gaz naturel dans un monde qui doit réduire considérablement les émissions de carbone.
La semaine dernière, nous en avons appris davantage sur un projet qui pourrait être un test important. Minnkota Power, une coopérative électrique rurale du Dakota du Nord, a annoncé les prochaines étapes du projet Tundra, une tentative de modernisation d’une centrale électrique au charbon vieille de 53 ans afin que ses émissions soient capturées avant qu’elles n’entrent dans l’atmosphère, puis enfouies sous terre. .
Jusqu’à présent, les tentatives de construction de centrales électriques utilisant cette technologie, souvent connue sous les acronymes CCS ou CCUS, ont coûté des milliards de dollars et n’ont généralement pas fonctionné comme annoncé, comme l’a rapporté mon collègue Nicholas Kusnetz. Malgré ces antécédents, la loi sur la réduction de l’inflation comprend une augmentation du financement de la capture du carbone, insérée dans le projet de loi sur l’insistance du sénateur Joe Manchin, D-Virginie occidentale.
Pour mieux comprendre cette annonce, j’ai parlé avec Emily Grubert, experte en systèmes énergétiques et professeure à l’Université de Notre Dame. Elle a une connaissance approfondie de ce sujet, notamment depuis l’année, qui s’est terminée l’été dernier, qu’elle a consacrée à la direction du Bureau de gestion du carbone du ministère de l’Énergie.
Ce que je retiens principalement de notre entretien, c’est que la capture du carbone a du sens dans les secteurs difficiles à décarboniser comme l’industrie lourde, mais cela n’a pas beaucoup de sens en tant que modernisation des anciennes centrales électriques. L’une des raisons est que la capture du carbone est un processus à forte consommation d’électricité, de sorte qu’un exploitant de centrale aura besoin d’une grande quantité d’électricité pour faire fonctionner le système, ce qui s’ajoute aux coûts globaux et signifie que la centrale coûtera plus cher à exploiter que alternatives largement disponibles sur le marché.
Avant d’entamer notre conversation, voici quelques-uns des propos des personnes derrière le projet :
« En travaillant ensemble, nous visons à faire progresser la technologie de capture du carbone d’une manière qui puisse servir de modèle à notre État, à notre nation et au monde pour atteindre des objectifs ambitieux de décarbonisation », a déclaré Mac McLennan, président et chef de la direction de Minnkota, dans un communiqué. Son entreprise dessert des clients du Minnesota et du Dakota du Nord.
Minnkota étudie ce projet depuis des années et a déjà estimé un coût de 1,4 milliard de dollars pour la rénovation. Le projet doit avoir lieu à la centrale électrique de Milton R. Young, qui a une capacité estivale de 684 mégawatts et brûle du lignite, un type de charbon doux et humide qui est abondant dans cette partie du Dakota du Nord.
Le point principal de cette dernière annonce était de confirmer que le projet est en développement et que Minnkota avait une liste de partenaires pour le réaliser, y compris Mitsubishi Heavy Industries, ou MHI, une entreprise qui concevra le système de capture du carbone. Les partenaires disent qu’ils décideront d’ici le début de l’année prochaine de poursuivre ou non la phase de construction.
« Le projet Tundra représente une étape importante dans la mise à l’échelle de la technologie de capture du carbone, qui jouera un rôle important dans la réalisation d’une société neutre en carbone », a déclaré Takajiro Ishikawa, président et chef de la direction de Mitsubishi Heavy Industries America, dans un communiqué.
Voici ma discussion avec Grubert, éditée pour plus de longueur et de clarté.
Quand vous voyez une annonce comme celle-ci, qu’en pensez-vous ?
Je vois tous les communiqués de presse disant que nous attendons vraiment avec impatience que cette usine continue de fonctionner pendant des décennies, alors que je pense qu’elle est actuellement en fin de vie. L’alternative au CSC serait essentiellement de fermer l’usine, donc ce n’est pas une situation où vous éliminez les émissions d’une usine qui aurait continué à fonctionner de toute façon. La plupart des centrales au charbon n’arrivent probablement qu’à 50 ans avant d’avoir besoin d’une révision majeure. Il s’agit donc essentiellement d’une reconstruction de l’usine.
Lorsque vous regardez la puissance supplémentaire nécessaire pour faire fonctionner un système CCS, et que vous regardez simplement les calculs ici, cela devient difficile à justifier par rapport à toutes les alternatives disponibles dans le Dakota du Nord et dans le Midwest, n’est-ce pas ?
Vous avez tout à fait raison. La raison pour laquelle de nombreux États producteurs de charbon sont enthousiasmés par le CSC est qu’il augmente la quantité de charbon dont vous avez besoin pour produire. Et je pense que ce que je voudrais dire aux gens, c’est que c’est intrinsèquement plus cher [compared to a plant without CCS].
Avez-vous une idée de ce qu’est le calcul au dos de l’enveloppe ? Par exemple, comment le coût d’un mégawattheure de cette centrale pourrait-il se comparer au coût de cette centrale après une modernisation du CSC ?
Je n’ai pas fait ce calcul depuis un moment et je ne l’ai pas fait sur le lignite du Dakota du Nord depuis un moment. Je pense qu’ils utilisent un processus MHI à Tundra; Je ne sais pas exactement quels sont les gains d’efficacité, mais en gros, [the cost difference would be] peut-être 50 à 100 % de plus, donc peut-être jusqu’à le doubler. [Editor’s note: Pacte Climat asked Minnkota Power for an estimate on the cost of electricity from the plant. A spokesman said that federal tax credits, including a credit that pays $85 per ton of carbon that is captured, “will cover both the capital and operating costs of the facility” and allow the plant to sell electricity at a competitive price.]
Si vous parliez à des gens du Dakota du Nord, et que vous exposiez les chiffres, en disant essentiellement que nous allons dépenser des centaines de millions de dollars en fonds fédéraux pour produire de l’électricité qui coûtera potentiellement deux fois plus, je me demande si le les électeurs le voudraient.
Je ne sais pas combien de personnes considèrent cela comme un gros coût, plutôt que comme une sorte d’expérience intéressante qui permet à une industrie de rester. Je pense que c’est en partie pourquoi cette conversation est si difficile. Dans le cas de Tundra en particulier, je crois comprendre qu’une grande partie de cette énergie est destinée à être vendue hors de l’État à des coopératives du Minnesota et autres. Et donc, on ne sait pas qui est touché par les coûts supplémentaires, en particulier lorsque vous liez potentiellement une grosse subvention fédérale.
Nous avons vu des projets de capture du carbone tentés, dans un tas d’endroits. Dans cinq ans, que se passe-t-il avec ce projet, pensez-vous ?
Je pense que ce n’est pas en ligne dans les cinq ans. Je pense qu’en général, ce que nous avons vu avec les grands projets de CSC, c’est qu’ils ont tendance à dépasser le budget et à prendre du retard.
Dans ce cas particulier, parce que vous travaillez sur des unités vieilles de 50 ans, vous devez également y aller et les réparer avant de pouvoir faire ces rénovations. Je pense que vous allez probablement trouver des problèmes avec l’usine que vous ne vous attendiez pas à devoir réparer avant de pouvoir vous lancer dans ces rénovations vraiment importantes. C’est souvent la raison pour laquelle ces projets ont tendance à dépasser le budget ou à être en retard.
L’une des choses auxquelles les gens ne pensent peut-être pas beaucoup avec le CSC, avec une technologie en développement, c’est qu’au moins du côté des centrales électriques, en particulier du côté des centrales électriques au charbon, il s’agit essentiellement de rénovations, ce qui signifie que les types d’apprentissage auxquels vous pourriez vous attendre sont en fait beaucoup moins importants que si vous construisiez tout un tas d’usines identiques. Chaque plante est différente. Et donc vous allez devoir vous en occuper.
Une chose utile lorsque l’on regarde des annonces de projets comme celle-ci, je pense, est d’imaginer si tout se passe bien, à quoi cela ressemble. Et quand je regarde quelque chose comme ça et que j’imagine que tout va bien, il semble que le résultat présente de sérieuses lacunes même à ce moment-là.
Oui, le résultat est que vous dépensez des centaines de millions de dollars d’argent des contribuables en plus de tout un tas d’argent des contribuables.
Dans le meilleur des cas, vous capturez 90 % des émissions de carbone provenant d’une usine qui aurait probablement fermé autrement. C’est donc encore du carbone supplémentaire, selon ce que vous pensez que la plante aurait été remplacée.
J’ai l’impression qu’il est important, lorsqu’on parle des lacunes des améliorations apportées au captage du carbone, de préciser que l’idée du captage du carbone est importante, n’est-ce pas ?
Oh, ouais, absolument.
Alors guidez-moi à travers ça.
La majeure partie du financement, et la plupart des projets, je dirais, ont été dans le secteur de l’énergie. Mais il y a un tas d’autres choses pour lesquelles nous n’avons pas beaucoup d’alternatives intéressantes [and carbon capture makes more sense]. L’une des histoires les plus passionnantes sur l’énergie au cours de la dernière décennie est le nombre d’autres alternatives viables que nous avons réellement dans le secteur de l’électricité. Quand j’ai commencé dans ce domaine, nous n’avions pas de meilleur stockage d’énergie, vraiment, l’éolien et le solaire étaient, vous savez, 10 fois plus chers qu’aujourd’hui. Et donc le fait que nous ayons en fait des alternatives à l’installation d’équipements vraiment très coûteux sur de très vieilles centrales électriques au charbon est le résultat de beaucoup de gens qui travaillent très dur pour trouver des alternatives.
La capture du carbone est importante lorsque vous n’avez pas d’autres options. Je pense que nous devons sauver ces technologies et vraiment mettre l’accent sur celles pour lesquelles nous n’avons pas d’autres options. Et cela signifie beaucoup plus de R&D sur ce à quoi cela ressemble pour une cimenterie, et probablement moins de R&D sur ce à quoi cela ressemble pour les très anciennes centrales électriques au charbon aux États-Unis.
Autres histoires sur la transition énergétique à noter cette semaine :
L’énergie éolienne et solaire aide le Texas à répondre à la demande d’électricité record pendant la vague de chaleur : Le réseau électrique du Texas a pu répondre à une demande record grâce en grande partie à une offre abondante d’énergie éolienne et solaire, comme le rapportent Arpan Varghese et Scott Disavino pour Reuters et comme mon collègue Kristoffer Tigue l’a rapporté pour ICN. Les résultats ne sont pas surprenants compte tenu de l’augmentation rapide de la capacité d’énergie renouvelable dans l’État. Le Texas est le leader du pays en matière d’énergie éolienne et est en passe de devenir le leader du solaire.
Tesla a connu un excellent trimestre, mais le BYD chinois a fait encore mieux : BYD, le constructeur automobile chinois, a vendu plus de 700 000 véhicules électriques et hybrides au deuxième trimestre, soit plus du double du nombre enregistré au même trimestre l’an dernier. Tesla, le principal rival de BYD, a également connu un excellent trimestre, avec des ventes de 466 000 véhicules, mais sa croissance a été inférieure à celle de BYD, comme le rapporte Laura He pour CNN. Les deux sociétés se positionnent pour être les leaders du marché automobile du futur proche, et il sera fascinant de voir comment l’équilibre concurrentiel changera au cours des prochaines années alors que d’autres grands constructeurs automobiles, comme Volkswagen et General Motors, continueront de monter en puissance. augmenter leurs ventes de véhicules électriques.
L’énergie solaire sur le toit aide à garder les lumières allumées pendant les hivers de la Nouvelle-Angleterre : La croissance de l’énergie solaire sur les toits aide, au lieu de nuire à la fiabilité du réseau électrique régional de la Nouvelle-Angleterre, a déclaré l’opérateur du réseau. « Les résultats sont susceptibles de modifier la vision des régulateurs sur le solaire sur les toits, que beaucoup considéraient comme une source d’énergie petite et imprévisible », écrit Benjamin Storrow pour E&E News. C’est une nouvelle encourageante car la Nouvelle-Angleterre est une région qui n’a pas beaucoup de place pour l’énergie éolienne ou solaire à terre.
En ce qui concerne la politique relative aux véhicules électriques, les États réalisent des « progrès progressifs, et non transformationnels » : La Californie est le chef de file des politiques d’État encourageant l’adoption des véhicules électriques – et aucun autre État ne s’en rapproche, selon un nouveau rapport de l’American Council for an Energy-Efficient Economy. New York s’est classée deuxième et le Colorado s’est classé troisième dans un rapport qui soutient que les États doivent faire plus pour adopter les véhicules électriques, comme le rapporte Robert Walton pour Utility Dive. Dans de nombreux États, les consommateurs sont en avance sur leurs dirigeants en ce qui concerne les politiques favorables aux véhicules électriques. C’est un domaine où je m’attends à voir un mouvement rapide, en particulier dans les États qui sont complètement ou principalement contrôlés par les démocrates.
Un parc éolien géant prend racine au Massachusetts : Stanley Reed du New York Times rend compte des zones de construction onshore et offshore lors de la construction de Vineyard Wind 1, qui est de loin le plus grand parc éolien offshore à avoir atteint la phase de construction aux États-Unis. Les mots, les vidéos et les images de cette histoire donnent une idée de l’ampleur massive de ces éoliennes et de ce projet, qui est le premier d’une longue série prévue pour les eaux au large de la côte Est.
