Den markedsbaserede handel med SO2-kvoter i programmet for syreregn havde til formål at give forsyningsvirksomhederne mulighed for at anvende den mest omkostningseffektive strategi til at reducere SO2-emissionerne. Hver driftstilladelse under programmet for syreregn beskriver de specifikke krav og de muligheder for overholdelse, som den enkelte kilde har valgt. De berørte værker skulle også installere systemer, der løbende overvåger emissionerne af SO2, NOx og andre relaterede forurenende stoffer for at følge udviklingen, sikre overholdelse og give troværdighed til programmets handelskomponent. Overvågningsdata sendes dagligt til EPA via telekommunikationssystemer.
Strategier for overholdelse af luftkvalitetskontrol har siden midten af 1970’erne været en vigtig del af elforsyningsselskabernes planlægning og drift og har påvirket valget af brændsel, teknologier og placering af ny produktionskapacitet. Forsyningsselskabernes strategier for overholdelse af de nye svovldioxidstandarder omfattede en blanding af muligheder med varierende finansielle omkostninger:
- flere eksisterende og nye teknologier til rensning af røggas og ren kulteknologi;
- omlægning til alle eller blanding af kul med højt svovlindhold med kul med lavt svovlindhold;
- omlægning til naturgas eller samfyring af kul og naturgas;
- “trimning” eller reduktion af de årlige timers udnyttelse af værkerne;
- udfasning af gamle enheder;
- omlægning af eksisterende enheder med nye kedler med eller uden kul;
- køb eller overførsel af emissionskvoter fra andre enheder;
- forøgelse af efterspørgselsstyring og -besparelse; eller
- køb af bulkstrøm fra andre forsyningsvirksomheder eller andre producenter end forsyningsvirksomheder fra enheder, der anvender kul eller andre brændstoffer.
En vis kulrensning kan ske i kombination med andre foranstaltninger såsom skrubning eller blanding af kul med forskelligt svovlindhold, men forsyningsselskaberne foretrækker generelt, at kulleverandørerne bærer omkostningerne ved rensning. Nogle observatører anslår, at 20-30% af svovlindholdet kan fjernes ved hjælp af kulrensning eller blanding, og at 50%-70% kan fjernes med emissionsbegrænsende udstyr.
For fase II-opfyldelse var mulighederne mange, men for fase I var de begrænset af den tid, der var til rådighed til at gennemføre en beslutning. Da det tager 3-5 år at konstruere og bygge en scrubber på en eksisterende kulfyrede enhed og længere tid at ombygge eller bygge et nyt anlæg (f.eks, 6-11 år for kulkraftværker og 10-14 år for kernekraftværker), var elforsyningsselskabernes beslutningsmuligheder for fase I-anlæggene begrænset til at skrubbe, skifte brændsel, købe eller overføre emissionskvoter for at tillade fortsat brug af kul med højt svovlindhold, trække enhederne ud af drift eller reducere enhedsudnyttelsen og erstatte kapacitet fra en anden kilde.
Den forsinkede tildeling af “early scrub”-bonuskreditter og planlægningen af den første auktion over emissionskvoter i marts 1993 fjernede effektivt disse incitamenter fra de fleste elforsyningsselskabers faktiske beslutningstagning i forbindelse med overholdelse af reglerne. På grund af den tid, det tager at bygge luftforureningsbekæmpelsesudstyr, skulle der indgås finansielle og kontraktlige forpligtelser til rensningsanlæg inden sommeren 1992, hvis anlægsændringer skulle være operationelle i tide til at opfylde de nye standarder i 1995. Beslutningerne skulle således træffes, før prisen og tildelingen af emissionskvoter var kendt. Derfor var de fleste skrubberprojekter, der skulle opfylde fristen for 1995, allerede godt i gang i efteråret 1992.
VindmøllerRediger
Af de 261 enheder på 110 anlæg, der var berørt af emissionsbegrænsningerne i fase I, var fem oliefyrede, fem kulfyrede enheder blev taget ud af drift, og en kulfyret enhed blev sat på kold standby-status, inden lovgivningen blev vedtaget i 1990. De 6 inaktive kulfyrede enheder var lovbestemte modtagere af i alt 36 020 tons svovldioxidemissionskvoter fra fase I.
Dette markedsføringsmæssige uventede provenu blev af det amerikanske energiministerium (DOE) i 1991 anslået til at være 665-736 dollars pr. ton værd, i alt 23,9-26,5 mio. dollars. De faktiske køb af emissionskvoter i 1992 blev imidlertid rapporteret til en lavere pris end forventet på 300 dollars pr. ton. Kvoter, der blev auktioneret i marts 1993, blev solgt for 122-450 dollars pr. ton, hvilket reducerede gevinsten fra disse kvoter til 4,4-16,2 millioner dollars. I mellemtiden modtog ejerne af en enhed, der blev taget ud af drift i 1985, Des Moines Energy Center med en kapacitet på 119 MWe, 93 millioner dollars i DOE-finansiering til et Clean Coal Technology-projekt med henblik på at genindføre et kulfyret 70 MWe anlæg med fluidiseret trykbedsforbrænding og bringe det tilbage i produktion i 1996.
Placering af produktionsenhederRediger
Med undtagelse af disse 11 enheder var 250 aktive kulfyrede enheder på 105 anlæg i 21 stater omfattet af fase I-reduktioner af svovldioxidemissioner i 1995. De stater, der havde det største antal produktionsenheder, der var berørt af fase I-kravene, var følgende: Ohio (40), Indiana (37), Pennsylvania (21), Georgia (19), Tennessee (19), Kentucky (17), Illinois (17), Missouri (16) og West Virginia (14). Tilsammen udgjorde fase I-enhederne 20% af de 1.250 driftsklare kulfyrede produktionsenheder i USA i 1990.
Disse 250 enheder havde en kapacitet til at producere 79.162 MWe i sommertoppen i 1990, med et gennemsnit på 317 MWe/enhed. Denne kapacitet repræsenterede ca. 27% af den installerede kulfyrede sommerkapacitet og ca. 11,5% af den samlede installerede sommerkapacitet i USA i 1990. Omkring 207 millioner tons, næsten 90% af det kul, der blev købt af fase I-anlæg i 1990, producerede svovldioxidemissioner, der oversteg 1995-emissionssatsen på 2,5 lbs/mm Btu uden brug af forureningsbegrænsende udstyr.
Alderen har betydningRediger
Alderen på de 250 fase I-kulanlæg varierede fra 17 til 46 år, da standarderne trådte i kraft, med et gennemsnit på 34 år. I 1995 var 111 aktive fase I-enheder (23%) 35 år eller ældre, og kun 8 (6%) var mindre end 20 år gamle. Gennemsnitsalderen for 35 kulfyrede blokke, der blev taget ud af drift i perioden 1988-1991, var 44,6 år, med et interval på 14-74 år. Disse enheder varierede i størrelse fra 1-107 MWe sommerkapacitet. Flere af dem havde været på standby (f.eks. til rådighed i mange år før de blev taget ud af drift i forbindelse med andre enheders regelmæssige planlagte nedlukninger for vedligeholdelse), inden de blev taget ud af drift. Omkring halvdelen (ofte de ældre enheder) var konstrueret til “cofire” med naturgas eller brændselsolie og kunne drives med disse brændsler i stedet for kul, hvis det ønskedes.
Både antallet og den gennemsnitlige alder af kulfyrede enheder, der blev taget ud af drift, steg betydeligt fra 1988 til 1991, hvilket tyder på, at forsyningsvirksomhederne fjernede meget gamle enheder, som de ikke længere forventede at bruge, og dermed undgik de vedligeholdelsesomkostninger, der var nødvendige for at holde dem på standby. Til sammenligning varierede alderen på de 6 kulkraftværker i fase I, der blev taget ud af drift før 1990, fra 21-35 år, da de blev taget ud af drift, med et gennemsnit på 31 år.
Alderen på disse enheder var af flere årsager af betydning. Alle fase I-enhederne var enten bygget eller under opførelse, da loven om ren luft fra 1977 blev vedtaget, og alle undtagen otte var bygget eller under opførelse, da loven fra 1970 blev vedtaget. Disse enheder blev derfor bygget, da lønomkostningerne var betydeligt lavere end i 1990’erne, og de undgik større investeringer i forureningsbegrænsende udstyr. I 1990’erne var disse enheder ofte blandt de billigste af alle de enheder, der blev drevet af deres respektive ejere, målt i omkostninger pr. produceret megawatt-time energi. Sammenlignet med andre anlæg i et forsyningsselskabssystem gav disse enheder deres ejere incitamenter til at maksimere driftstiden, minimere nedetiden for reparationer eller eftermontering og minimere yderligere kapitalinvesteringer i dem.
Da kapital i sådanne anlæg typisk afskrives over 20-30 år, var investeringerne i de fleste af dem fuldt indtjent i 1995. Det er ofte vanskeligt at retfærdiggøre store yderligere kapitalinvesteringer i anlæg, som kan have en resterende levetid på 10 år eller mindre, hvis der ikke foretages ombygning af kedler. Da store kulfyrede produktionsenheder har en tendens til at opnå den højeste drifts- og forbrændingsvirkningsgrad i løbet af de første tre driftsår og derefter falde gradvist i løbet af deres levetid, var disse gamle anlæg blandt de mest forurenende kilder til luftforurening inden for elforsyningsindustrien. De var i stand til at fungere i mange år uden at reducere emissionerne væsentligt, da andre værker blev pålagt at installere “bedst tilgængelige” luftforureningsbegrænsende udstyr i henhold til Clean Air Act Amendments of 1977.
UsikkerhederRediger
Et betydeligt antal usikkerheder stod elforsyningsvirksomhederne over for, da de planlagde strategier for overholdelse af reglerne. Det drejer sig bl.a. om den fremtidige pris og tilgængelighed af brændstoffer, værdien af emissionskvoter og driften af markederne for dem, den måde, hvorpå statens offentlige forsyningskommissioner og skattevæsenet ville fordele omkostningerne ved rensning eller udskiftning af brændstoffer og værdien af emissionskvoter, regnskabsretningslinjer, revisioner af kontrakter om salg af elektricitet mellem stater og eventuel indgriben fra Federal Energy Regulatory Commission i overførsler af emissionskvoter mellem stater fra holdingselskaber i flere stater. Ændringer i konkurrenceevnen for forskellige produktions- og forureningskontrolteknologier, et utal af nye regler, der skal udarbejdes i henhold til Clean Air Act, og muligheden for ny lovgivning om begrænsning af kuldioxidemissioner, indførelse af en afgift på kuldioxidemissioner eller på Btu-forbrug gav også anledning til stor bekymring. En endelig regel, der lettede en vis usikkerhed om kontinuerlig emissionsovervågning, krav til tilladelser og drift af emissionskreditsystemet, blev først udstedt i januar 1993, længe efter at der skulle udvikles strategier for overholdelse af reglerne og træffes større investeringsbeslutninger.
I denne sammenhæng skulle ledelserne i forsyningsvirksomhederne træffe investeringsbeslutninger, der betød millioner af dollars over længere perioder. Som opsummeret af en leder af en forsyningsvirksomhed: “Store beslutninger skal træffes uden tilstrækkelige oplysninger eller endda uden mulighed for at få tilstrækkelige oplysninger.” Efter en langvarig kamp, der involverede Ohio Public Utilities Commission, Ohio Office of Consumer’s Counsel, industrikunder, Ohio Sierra Club og United Mine Workers i American Electric Power Companys tilknyttede Meigs-kulminer med højt svovlindhold, forventedes det f.eks., at AEP’s opførelse af scrubbere på sit 2 600 MWe Gavin-anlæg i Ohio med to enheder ville koste ca. 835 millioner dollars og reducere svovldioxidemissionerne med 95 %. I februar 1993 var AEP stadig usikker på, om Ohio Public Utilities Commission ville give AEP tilladelse til at overføre emissionskreditter fra Gavin-anlægget til fase I-enheder i andre stater. Der måtte således indgås betydelige finansielle forpligtelser på grundlag af forsyningens planlæggere, og byggeriet blev påbegyndt i mangel af endelige oplysninger eller endelige myndighedsgodkendelser.
Innovationer inden for kulforsyningskontrakterRediger
De risici, der er forbundet med en sådan usikkerhed, har stimuleret til innovation inden for kontrakter om elforsyningsselskabers køb af kul. På et købermarked genforhandlede forsyningsselskaberne gamle kontrakter og underskrev nye kontrakter med en række forskellige bestemmelser, der skulle styre risici og øge fleksibiliteten i forbindelse med fremtidige beslutninger. F.eks. underskrev Ohio Edison ved udgangen af 1991 “high/low”-kontrakter med tre kulleverandører. I henhold til disse aftaler kunne forsyningsselskabet vælge at flytte sine indkøb fra kul med højt svovlindhold til kul med lavt svovlindhold produceret af den samme leverandør. Leverandøren beholdt muligheden for fortsat at levere kul med højt svovlindhold i stedet for kul med lavt svovlindhold, hvis han leverede tilstrækkelige emissionskvoter, så dette kul kunne brændes uden straf. I så fald betalte leverandøren for kvoterne, og forsyningsvirksomheden betalte kontraktprisen for kul med lavere svovlindhold.
Der overvejes yderligere innovative kontraktbetingelser, der knytter de pristillæg og sanktioner, der betales for kul med forskelligt svovlindhold, til ændringer i markedsprisen på svovldioxidemissionskvoter; handel med emissionskvoter til kulleverandører som delvis betaling for kul med lavt svovlindhold; eller etablering af større variationer i mængde og priser for forskellige kulkvaliteter i en enkelt kontrakt. AMAX Energy købte et uoplyst antal emissionskvoter fra Long Island Lighting Company, som selskabet sagde, at det ville tilbyde i pakker med sine kul- og naturgasaftaler. Kulleverandørerne begyndte således at deltage sammen med elforsyningsvirksomhederne som købere og sælgere af omsættelige svovldioxidemissionskvoter.