Prairie State Energy Campus is a 1,600 megawatt base load, coal-fired, electrical power station and coal mine near Marissa, Illinois, southeast of St. Louis, Missouri. Prairie State Energy Campus (PSEC) features low levels of regulated emissions compared to other coal-fired power stations, capturing sulfur from high-sulfur coal mined nearby instead of transporting low-sulfur coal from elsewhere.^[1][2][3]

Ken Bone, a power plant worker who asked a question during a 2016 Presidential debate, is employed at Prairie State. He is a Control Room Operator.^[4]

Proposed and led by Peabody Energy Corporation, the project is jointly owned by public electric utilities with Peabody initially retaining 5% ownership.^[5] It is operated by Prairie State Generating Company, LLC. The first 800 MW generator went online in June^[6] and the second in November 2012.^[7] The project's Lively Grove underground mine was constructed to produce 6 million tons of high sulfur coal per year.^[8] In 2019 it was the 26th largest coal mine in the country, producing 6.4 million short tons of coal.^[9]

PSEC stated it will be "among the cleanest major coal-fueled plants in the nation"^[10] through use of pollution mitigation technology, producing as low as one-fifth the levels of regulated pollutants as typical U.S. coal-fired plants.^[2] Noting that projected emissions nevertheless include 25,000 tons of soot and smog-forming pollutants yearly, the Sierra Club and other organizations unsuccessfully sued to stop the EPA granting an air permit.^[11]

ณ วันที่ 2/6/2019 โรงไฟฟ้าแห่งนี้เป็นกรรมสิทธิ์ของหน่วยงานไฟฟ้าสาธารณะของเทศบาลจำนวน 9 แห่ง ได้แก่ American Municipal Power, Inc. (23.3%), Illinois Municipal Electric Agency (15.2%), Indiana Municipal Power Agency (12.6%), Missouri Joint Municipal Electric Utility Commission (12.3%), Prairie Power Inc. (8.2%), Southern Illinois Power Cooperative (7.9%), Kentucky Municipal Power Agency (7.8%), Northern Illinois Municipal Power Agency (7.6%) และ Wabash Valley Power Association (5.1%) ^{[ 12 ]}

ระหว่างการก่อสร้างChicago Tribuneยืนยันว่า PSEC จะเป็น "แหล่งปล่อยก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์ที่ใหญ่ที่สุดที่สร้างขึ้นในสหรัฐอเมริกาในรอบ 25 ปี" ^{[ 5 ]}บริษัทคาดการณ์ว่าจะลดก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์ ( CO₂) ลง 15% ) มลพิษเมื่อเปรียบเทียบกับโรงไฟฟ้าถ่านหินอื่นๆ โดยพิจารณาจากการใช้เครื่องกำเนิดไอน้ำวิกฤตยิ่งยวดและไม่มีการปล่อยมลพิษจากการขนส่งถ่านหิน ^{[ 13 ]}

เนื่องจากคาดว่าข้อจำกัดด้านกฎระเบียบเกี่ยวกับการปล่อยก๊าซคาร์บอนไม่น่าจะเกิดขึ้นในอนาคตอันใกล้ Peabody จึงเลือกที่จะไม่ใช้ การออกแบบ วงจรการผลิตก๊าซแบบผสมผสานที่ มีราคาแพงกว่า ซึ่งสามารถติดตั้งเทคโนโลยีการดักจับคาร์บอน ได้ง่ายกว่า ^{[ 14 ]}สำนักงานคุ้มครองสิ่งแวดล้อมได้เสนอข้อจำกัดเป็นครั้งแรกในเดือนมีนาคม พ.ศ. 2555 โดยกำหนดขีดจำกัดไว้ที่ 1,000  ปอนด์COตันต่อเมกะวัตต์ชั่วโมงของการผลิตไฟฟ้า จะทำให้โรงไฟฟ้าถ่านหินในอนาคตต้องดักจับก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์ประมาณครึ่งหนึ่งของปริมาณที่ปล่อยออกมาเอาต์พุต ข้อจำกัดนี้จะไม่ใช้กับสถานีผลิตไฟฟ้าที่มีอยู่และอยู่ระหว่างการก่อสร้าง รวมถึง PSEC ด้วย ^{[ 15 ]}

ในปี 2020 PSEC เป็นหนึ่งในสิบแหล่งปล่อยก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์ (CO₂) ทางอุตสาหกรรมที่ใหญ่ที่สุดในสหรัฐอเมริกา รัฐบาลไบเดนเข้ารับตำแหน่งด้วยนโยบายเปลี่ยนผ่านการผลิตไฟฟ้าของสหรัฐฯ ไปสู่คาร์บอนไดออกไซด์สุทธิเป็นศูนย์ภายในปี 2035 ณ วันที่กำหนดเป้าหมายในปี 2035 โรงงานจะยังมีอายุการใช้งานที่คาดการณ์ไว้อีกหลายทศวรรษ ^{[ 16 ] [ 17 ]}

กฎหมายของรัฐอิลลินอยส์ปี 2021 กำหนดให้โรงไฟฟ้าถ่านหิน PSEC และโรงไฟฟ้าถ่านหินที่เป็นของเทศบาลอีกแห่งหนึ่งต้องลดการปล่อยก๊าซคาร์บอนลง 45% ภายในปี 2035 และต้องปลอดคาร์บอนภายในปี 2045 โรงไฟฟ้าถ่านหินและโรงไฟฟ้าน้ำมันอื่นๆ ในรัฐอิลลินอยส์ที่มีกำลังการผลิตมากกว่า 25  เมกะวัตต์ต้องปลอดคาร์บอนภายในปี 2030 และโรงไฟฟ้าก๊าซธรรมชาติภายในปี 2045 ^{[ 18 ] [ 19 ]}

PSEC started delivering electricity in 2012 at prices well above market rates.^[6] Some of its investors resell the energy at a loss, some raise consumer rates, and two backed out of the project.^[6] PSEC's original $2 billion estimated cost attracted municipal electric utilities to invest and to sign 28 year contracts. However, as of early 2010 the estimated cost had increased to $4.4 billion, requiring investors to borrow more money and raising the projected cost of electricity to undesirable levels.^[5][20] Peabody in response capped construction costs at "approximately $4 billion" excluding some costs such as coal development and transmission lines.^[20][21] In January 2013, with many municipalities adversely impacted by the high prices, the SEC subpoenaed information from Peabody.^[22] In a bid to exit its share of the Prairie State project, the City of Hermann, Missouri, filed a lawsuit in March 2015 against the Missouri Joint Municipal Electric Utility Commission and the Missouri Public Energy Pool, claiming that its share of $1.5 billion in debt issued to support Prairie State imposed an unconstitutionally high level of debt on the city.^[23]

Peabody divested its 5.06% stake in the project in 2016, accepting $57 million for its original investment of nearly $250 million. The buyer was Wabash Valley Power Association, a Midwest cooperative.^[24][25]

• Longview Power Plant

• Prairie State Energy Campus company web site