Un projet de loi en Virginie-Occidentale suscite des inquiétudes quant à la fiabilité du réseau électrique et aux tarifs d’électricité.
Un projet de loi en Virginie-Occidentale vise à encadrer la fiabilité du réseau électrique lors de la détermination des tarifs d’électricité. Il exige des évaluations détaillées des nouvelles unités de production et des actifs de transmission concernant leur impact sur la fiabilité pendant les périodes de forte demande.Le projet de loi définit une charge de la preuve pour les entreprises cherchant des ajustements tarifaires. La commission doit statuer sur la conformité des actifs et le recouvrement des coûts, ajustant potentiellement le taux de rendement en fonction de la valeur de capacité d’une ressource. La commission conserve le pouvoir d’approuver ou de refuser le recouvrement des coûts en fonction de ces considérations de fiabilité.
La commission doit inclure des informations spécifiques dans ses décisions d’approbation des tarifs,notamment le montant en dollars de l’augmentation approuvée et les coûts refusés pour le recouvrement. L’objectif est d’assurer la fiabilité et l’accessibilité financière de l’énergie.
Le projet de loi vise à protéger les clients contre les tarifs excessifs résultant du remplacement des actifs de production existants par des actifs qui ne répondent pas à la demande pendant les périodes de pointe.
Selon PJM Interconnections, l’organisation régionale de transmission desservant la Virginie-Occidentale et d’autres états, le mix énergétique total était de 91 776 mégawatts. Le gaz naturel représentait 39 % de ce mix, soit 36 072 mégawatts, tandis que le charbon ne représentait que 13 %, soit 11 939 mégawatts.
L’Agence américaine d’details sur l’énergie indique que l’électricité consommée en Virginie-Occidentale est majoritairement produite par le charbon (94,5 %), suivi par le gaz naturel (3,2 %). La Virginie-Occidentale est un fournisseur net d’électricité au réseau régional.
Le projet de loi modifierait le taux de rendement vers un modèle de paiement en fonction de la performance. Il crée une formule que la commission utiliserait pour ajuster le taux de rendement autorisé afin de refléter la capacité effective de transport de charge. La formule est basée sur les scores de fiabilité, également appelés valeur de capacité, fournis par PJM pour différentes sources d’électricité.« Ce que fait la formule, c’est qu’elle prend la formule de taux de rendement que toutes les entreprises de services publics utilisent dans tout le pays, puis elle ajoute la partie valeur de capacité à la fin »
, a expliqué un expert lors d’une réunion du comité sénatorial. « Essentiellement, elle ajuste le profit qu’une entreprise de services publics peut gagner en fonction de la (valeur de capacité de PJM). »
« Nos centrales électriques sont payées pour toutes leurs dépenses et leur taux de rendement, même lorsqu’elles ne font pas fonctionner leurs centrales tout le temps. Nous leur garantissons toujours ce taux de rendement pendant qu’elles achètent de l’électricité sur le réseau »
, a déclaré un sénateur.
Par exemple, PJM attribue au charbon une valeur de capacité de 84 %.Les centrales au gaz naturel varient de 62 % à 79 % selon la disponibilité du combustible, et les centrales nucléaires reçoivent une capacité de 95 %. En revanche, l’éolien terrestre reçoit une valeur de capacité de seulement 35 % et le solaire de 14 %.Le projet de loi inciterait les entreprises de services publics à exploiter le charbon et à acheter moins d’énergie sur le marché de PJM.
« Ce que cela fait, c’est… empêcher les consommateurs de payer le coût de cette centrale qui reste inactive, ou même qui ne fonctionne qu’à 30 % en raison de l’usure et de l’entretien qui se produisent lorsqu’elle ne fonctionne qu’à 30 % »
, a poursuivi le sénateur.« Cela interdit au contribuable de supporter le coût de leur choix d’acheter sur le réseau, mais aussi d’essayer de profiter et de leur faire payer également la centrale. »
Les deux principales entreprises de services publics avec des filiales en Virginie-Occidentale s’opposent au projet de loi. Les représentants des deux sociétés ont déclaré que le projet de loi aurait l’effet inverse, les obligeant à demander des augmentations de tarifs encore plus importantes.
« Nous nous opposons fermement au projet de loi, qui représente un changement radical et sans précédent dans la réglementation des services publics », a déclaré un représentant de FirstEnergy. « S’il était adopté,la Virginie-Occidentale deviendrait le seul état du pays à adopter un cadre aussi lourd et punitif. Ce projet de loi augmenterait considérablement la complexité et le coût des affaires de tarifs de services publics, ce qui, en fin de compte, ferait augmenter les factures d’électricité pour les travailleurs de Virginie-Occidentale. »
« Le projet de loi réduit le rendement autorisé des entreprises de services publics sur les investissements dans la nouvelle production et le transport en fonction d’une formule intégrant des facteurs pour les valeurs de capacité et la capacité effective de transport de charge », a déclaré un dirigeant d’AEP. « cela signifie que le rendement autorisé ne sera qu’un pourcentage de ce qu’il serait en vertu de la tarification traditionnelle actuelle. Appalachian power estime que ce projet de loi découragerait les futurs investissements dans la production et le transport en Virginie-Occidentale. »
Le projet de loi découragerait la construction de nouvelles centrales électriques, telles que les centrales au gaz naturel, afin de répondre aux futurs besoins de charge de base des nouvelles industries manufacturières et des éventuels centres de données envisagés.
« sans la capacité de construire de nouvelles installations de production pour répondre à la demande croissante des clients, y compris des industries comme la fabrication et les centres de données, la Virginie-Occidentale risque de perdre des milliers d’emplois liés à la construction d’installations et aux opérations à long terme », a déclaré le dirigeant d’AEP. « Pire encore, les clients subiraient le choc de prix de l’énergie plus élevés au fil du temps, car les entreprises de services publics seraient obligées de dépendre davantage de l’électricité achetée et des marchés de capacité et d’énergie volatils de PJM.»
une organisation de défense des consommateurs est d’accord avec les deux entreprises de services publics, affirmant que le projet de loi ne fait rien pour améliorer l’accessibilité financière.
« La soi-disant “Loi sur l’électricité fiable et abordable” ne fait rien pour résoudre les problèmes de fiabilité importants que nous avons ici… et entraînera une électricité MOINS abordable,c’est donc en fait l’exact opposé de ce qu’elle dit »
,a déclaré un responsable d’Energy Efficient West Virginia.
« J’espère que notre législature prendra un jour au sérieux la réduction des factures d’électricité, ainsi que la possibilité pour les gens de prendre le contrôle de leurs factures d’énergie par eux-mêmes, au lieu de nous forcer à continuer à subventionner les centrales électriques appartenant à des monopoles »
, a poursuivi le responsable. « Mais nous y sommes. Un autre projet de loi pour subventionner les centrales électriques qui ne peuvent pas survivre sur le marché libre,et que nous devons continuer à les subventionner,apparemment pour toujours. »
Un autre projet de loi a soulevé des préoccupations auprès des entreprises de services publics d’électricité.
Le projet de loi créerait le “Power Generation and Consumption act”. Il établirait le “Certified Microgrid Program” pour encourager le développement d’usines et d’installations industrielles, telles que les centres de données à fort impact.
Ces « districts de microréseaux de développement commercial industriel à fort impact » seraient alimentés par des microréseaux qui produiraient de l’électricité principalement au sein de ces districts, et permettraient également de vendre 10 % de l’électricité produite sur le marché de gros. Les usines et installations industrielles admissibles situées dans ces districts constitueraient une « nouvelle charge de production d’électricité » et ne sont pas tenues de se connecter aux services publics d’électricité.« Ce que vous voyez vraiment à travers le paysage à travers les États-Unis, c’est un besoin d’énergie, un besoin d’énergie.Et où mieux chercher de l’énergie qu’en Virginie-Occidentale »
, a déclaré un représentant.« Au fur et à mesure que vous commencez à examiner la stabilité du réseau et la disponibilité de faibles demandes, le réseau électrique va être mis à rude épreuve. Ensuite, ils vont commencer à examiner, eh bien, quelles autres opportunités avons-nous ? »
« Il s’agit simplement d’une opportunité de faciliter l’implantation des entreprises à proximité de la source – charbon, gaz naturel – pour pouvoir générer ces types de mégawatts et de gigawatts dont elles ont besoin pour alimenter soit des centres de données, soit même des installations de fabrication, à mon avis »
, a poursuivi le représentant.
La version originale du projet de loi contenait des dispositions supplémentaires relatives aux futures exigences en matière de capacité de production d’électricité similaires au projet de loi initial. Ces dispositions comprenaient l’ordre à la commission d’exiger des entreprises de services publics d’électricité dotées de centrales au charbon qu’elles fonctionnent à une capacité de 69 % et qu’elles augmentent leurs stocks de charbon d’un approvisionnement de 30 jours à un approvisionnement de 45 jours.
Une ordonnance antérieure de la commission a fixé une attente – pas une exigence – selon laquelle les centrales au charbon doivent atteindre un facteur de capacité d’au moins 69 % lorsque cela est économiquement réalisable afin que les entreprises d’électricité de l’État puissent autoproduire de l’électricité et réduire leur dépendance à l’égard de l’électricité achetée auprès de PJM.Lors d’une réunion de l’Autorité publique de l’énergie de l’État, un représentant d’Appalachian Power a déclaré que l’exploitation de ses trois centrales au charbon à un facteur de capacité de 69 % aurait entraîné 240,4 millions de dollars de coûts de combustible supplémentaires qui auraient probablement été répercutés sur les clients.
« divers aspects du projet de loi sans rapport avec les dispositions relatives aux microréseaux entraîneront des augmentations de tarifs pour nos clients, s’élevant à des millions de dollars », a déclaré un dirigeant d’Appalachian Power. « L’un des résultats les plus préoccupants est l’augmentation des coûts associés à la disposition relative à l’approvisionnement en charbon et à l’exploitation des centrales. Bien que nous comprenions que ce n’est pas l’effet escompté des commanditaires du projet de loi, c’est une réalité de la façon dont le projet de loi est rédigé. »
« Nous sommes également profondément préoccupés par le projet de loi, qui comprend des dispositions qui ajouteraient de l’incertitude et des retards à la planification de la production à long terme, menaçant la fiabilité et la croissance économique », a déclaré un représentant de FirstEnergy.
Cependant, le comité a supprimé l’exigence d’un facteur de capacité de 69 %. Il a également modifié l’exigence d’un approvisionnement en charbon de 45 jours à une moyenne annuelle minimale de 30 jours.
« Nous avons modifié cela pour inclure une moyenne mobile de 30 jours »
, a déclaré un représentant.« Je ne veux pas parler au nom des services publics, mais je pense qu’ils se sentent beaucoup plus à l’aise avec cela. Encore une fois,il s’agit de créer une opportunité et de protéger nos contribuables. En fin de compte, si nous amenons ces centres de données ou ces fabricants à s’implanter ici, cela fournit finalement plus de dollars sur les coûts des actifs fixes, ce qui réduit l’impact sur les contribuables. »
Le projet de loi créerait également un “Electronic Grid Stabilization and Security fund” pour fournir un soutien à la stabilisation du réseau électrique pour les services publics réglementés et la sécurité du réseau. une partie du financement de ce fonds proviendrait des impôts fonciers ad valorem générés par les centres de données après avoir pris en compte les obligations et les prélèvements des comtés locaux.
Les recettes fiscales seraient réparties entre le nouveau “electronic Grid Stabilization and Security Fund” (15 %), 55 % allant au “Personal Income Tax Reduction Fund”, 10 % allant au “Economic Advancement Closing and Promotion Fund”, 5 % allant au “Water Development authority’s Economic Enhancement Grant Fund”, 5 % allant au “Low Income Energy Assistance Program” administré par le “Department of Human Services”, et les 10 % restants retournant au fonds des recettes générales.
Un responsable a déclaré qu’il n’était pas favorable à la création d’un “Electronic Grid Stabilization and Security Fund”, le qualifiant de « caisse noire » pour les entreprises de services publics d’électricité.
« Le soi-disant “Electronic Grid Stabilization and Security Fund” est carrément une caisse noire »
, a déclaré le responsable.« Ma lecture du projet de loi est que l’argent ne peut être utilisé que pour les centrales électriques et leurs grandes lignes électriques connectées et ne peut pas être utilisé pour les lignes de distribution locales. Il y a peu ou pas d’interruptions dues aux centrales électriques, de sorte que ce fonds devrait se concentrer uniquement sur le véritable problème en question – les lignes électriques locales et aider les gens à avoir une alimentation de secours – jusqu’à ce qu’il y ait une base pour la question hypothétique des centrales électriques ayant besoin de l’argent des contribuables. »
Projet de loi sur l’électricité en Virginie-Occidentale : Réflexions sur la fiabilité et les tarifs
Table of Contents
Un projet de loi en Virginie-Occidentale suscite des préoccupations quant à l’impact sur la fiabilité du réseau électrique et les tarifs d’électricité. le projet de loi porte sur plusieurs aspects de la production et de la distribution d’électricité, stimulant des débats passionnés entre les entreprises de services publics, les défenseurs des consommateurs et les législateurs.
Le projet de loi : Un résumé
Le projet de loi vise à réglementer la fiabilité du réseau électrique, en particulier en ce qui concerne les tarifs d’électricité. Il exige des évaluations approfondies des nouvelles unités de production et des actifs de transmission afin de déterminer leur impact sur la fiabilité pendant les périodes de forte demande.
Un point clé du projet de loi est la définition d’une charge de la preuve pour les entreprises de services publics qui cherchent des ajustements tarifaires. La commission doit statuer sur la conformité des actifs et le recouvrement des coûts,ce qui peut potentiellement ajuster le taux de rendement en fonction de la valeur de la capacité d’une ressource. La commission conserve le pouvoir d’approuver ou de refuser le recouvrement des coûts, en tenant compte de ces considérations de fiabilité. De plus, les décisions d’approbation des tarifs doivent inclure des informations spécifiques, notamment le montant de l’augmentation approuvée et les coûts refusés.
L’objectif principal est d’assurer la fiabilité et l’accessibilité financière de l’énergie pour les consommateurs. Le projet de loi vise à protéger les clients contre les tarifs excessifs qui pourraient résulter du remplacement des actifs de production existants par des actifs qui ne peuvent pas répondre à la demande pendant les périodes de pointe.
Principales préoccupations et impacts potentiels
Plusieurs critiques ont été émises au sujet du projet de loi.
Inquiétudes des entreprises de services publics : Les entreprises de services publics, telles que FirstEnergy et AEP, expriment des inquiétudes quant au fait que le projet de loi pourrait :
Augmenter la complexité et le coût des affaires tarifaires, ce qui entraînera une hausse des factures d’électricité pour les consommateurs.
Décourager les investissements futurs dans la production et le transport d’électricité.
Mener à la perte d’emplois liés à la construction d’installations et aux opérations à long terme.
augmenter la dépendance à l’égard de l’électricité achetée et des marchés d’énergie volatils.
Point de vue des défenseurs des consommateurs : Les défenseurs des consommateurs remettent en question l’efficacité du projet de loi pour améliorer l’accessibilité financière de l’électricité.
Création de « caisse noire » : La création d’un “Electronic Grid Stabilization and Security Fund” a suscité des inquiétudes de la part de certaines personnes qui l’ont qualifié de “caisse noire”.
Autres dispositions du projet de loi et autres préoccupations
Le projet de loi contient également des dispositions supplémentaires, notamment :
Le “Power Generation and Consumption Act” : Le projet de loi a le potentiel de créer une « nouvelle charge d’électricité » en créant des « districts de microréseaux de développement commercial industriel à fort impact » desservis par des microréseaux.
* Exigences en matière de capacité de production : Bien que certaines dispositions relatives aux futurs stocks de charbon aient été modifiées à la suite des commentaires, les entreprises de services publics avaient toujours des inquiétudes quant à l’augmentation potentielle des coûts qui en résulterait.
FAQ
Quel est l’objectif du projet de loi ?
Le projet de loi vise à réglementer la fiabilité du réseau électrique dans le cadre de la fixation des tarifs d’électricité, en mettant l’accent sur l’impact des nouvelles unités de production et des actifs de transmission.
Quelles sont les principales préoccupations concernant le projet de loi ?
Les préoccupations incluent l’augmentation possible des coûts, le découragement des investissements, la perte d’emplois potentielle et la question de l’abordabilité de l’électricité.
Qui s’oppose au projet de loi ?
Les entreprises de services publics comme FirstEnergy et AEP, ainsi que certaines organisations de défense des consommateurs, ont exprimé des réserves.
Que dit le projet de loi à propos des nouvelles unités de production ?
Le projet de loi exige des évaluations détaillées des nouvelles unités de production, en particulier en ce qui concerne leur impact sur la fiabilité du réseau.
Qu’est-ce que le “Electronic Grid Stabilization and Security Fund” ?
C’est un fonds créé par le projet de loi pour soutenir la stabilisation et la sécurité du réseau électrique.
Le contexte du mix énergétique de la Virginie-Occidentale
selon PJM Interconnections, le mix énergétique total en Virginie-Occidentale était de 91 776 mégawatts. voici un aperçu détaillé :
| Source d’énergie | Pourcentage du mix | Mégawatts (MW) |
| :————— | :—————– | :————- |
| Gaz naturel | 39% | 36 072 |
| Charbon | 13% | 11 939 |