Die marktbasierte Komponente des Handels mit SO2-Zertifikaten im Rahmen des Programms für sauren Regen sollte es den Versorgungsunternehmen ermöglichen, die kostengünstigste Strategie zur Verringerung der SO2-Emissionen zu wählen. Jede Betriebsgenehmigung im Rahmen des Programms für sauren Regen enthält spezifische Anforderungen und Optionen für die Einhaltung der Vorschriften, die von jeder Quelle gewählt werden. Die betroffenen Versorgungsunternehmen waren außerdem verpflichtet, Systeme zur kontinuierlichen Überwachung der SO2- und NOx-Emissionen sowie anderer verwandter Schadstoffe zu installieren, um die Fortschritte zu verfolgen, die Einhaltung der Vorschriften zu gewährleisten und die Glaubwürdigkeit der Handelskomponente des Programms zu gewährleisten. Die Überwachungsdaten werden täglich über Telekommunikationssysteme an die EPA übermittelt.
Strategien zur Einhaltung von Luftqualitätskontrollen sind seit Mitte der 1970er Jahre wichtige Bestandteile der Planung und des Betriebs von Stromversorgungsunternehmen und beeinflussen die Wahl von Brennstoffen, Technologien und Standorten für den Bau neuer Kraftwerkskapazitäten. Die Strategien der Versorgungsunternehmen zur Einhaltung der neuen Schwefeldioxidnormen umfassten eine Reihe von Optionen mit unterschiedlichen finanziellen Kosten:
- verschiedene bestehende und neue Technologien zur Abgasreinigung und sauberen Kohle;
- Umstellung auf ausschließlich schwefelreiche Kohle oder Mischung mit schwefelarmer Kohle;
- Umstellung auf ausschließlich Erdgas oder Mitverbrennung von Kohle und Erdgas;
- „Trimming“ oder Reduzierung der jährlichen Betriebsstunden;
- Rückbau alter Anlagen;
- Umrüstung bestehender Blöcke mit neuen Kohle- oder Nicht-Kohle-Kesseln;
- Erwerb oder Übertragung von Emissionszertifikaten von anderen Blöcken;
- Verbesserung der Nachfragesteuerung und Einsparung; oder
- Einkauf von Massenstrom von anderen Versorgungsunternehmen oder Nicht-Versorgungsunternehmen, die Kohle oder andere Brennstoffe verwenden.
Ein Teil der Kohlereinigung kann in Kombination mit anderen Maßnahmen erfolgen, wie z.B. der Wäsche oder dem Mischen von Kohle mit unterschiedlichem Schwefelgehalt, aber die Versorgungsunternehmen ziehen es im Allgemeinen vor, dass die Kohlelieferanten die Kosten für die Reinigungsarbeiten tragen. Einige Beobachter schätzten, dass 20 bis 30 % des Schwefels durch Kohlereinigung oder -mischung und 50 bis 70 % durch Emissionsminderungsanlagen entfernt werden können.
Für die Einhaltung von Phase II gab es zahlreiche Optionen, aber für Phase I waren sie durch die für die Umsetzung einer Entscheidung zur Verfügung stehende Zeit begrenzt. Da es 3 bis 5 Jahre dauert, einen Abluftwäscher für einen bestehenden kohlebefeuerten Block zu entwickeln und zu bauen, und noch länger, eine neue Anlage zu bauen oder zu repowern (z.B., (z.B. 6-11 Jahre für Kohle, 10-14 Jahre für Kernkraftwerke), waren die Entscheidungsmöglichkeiten der Stromversorgungsunternehmen für Phase I-Kraftwerke auf die Wäsche, die Umstellung auf andere Brennstoffe, den Kauf oder die Übertragung von Emissionszertifikaten, um die weitere Verwendung von hochschwefelhaltiger Kohle zu ermöglichen, die Stilllegung von Blöcken oder die Verringerung der Auslastung von Blöcken und die Substitution durch Kapazitäten aus anderen Quellen beschränkt.
Verzögerungen bei der Zuteilung von „Early Scrub“-Bonusgutschriften und die Terminierung der ersten Versteigerung von Emissionszertifikaten im März 1993 haben diese Anreize aus der tatsächlichen Entscheidungsfindung der meisten Stromversorgungsunternehmen entfernt. Da der Bau von Anlagen zur Luftreinhaltung viel Zeit in Anspruch nimmt, mussten die finanziellen und vertraglichen Verpflichtungen für Abgasreinigungsanlagen bis zum Sommer 1992 eingegangen werden, wenn die Anlagen rechtzeitig in Betrieb genommen werden sollten, um die neuen Normen im Jahr 1995 zu erfüllen. Daher mußten Entscheidungen getroffen werden, bevor der Preis und die Zuteilung von Emissionszertifikaten bekannt waren. Folglich waren die meisten Scrubber-Projekte zur Einhaltung der Frist von 1995 im Herbst 1992 bereits in vollem Gange.
MitnahmeeffekteBearbeiten
Von den 261 Blöcken an 110 Anlagenstandorten, die von den Emissionsbegrenzungen der Phase I betroffen waren, waren fünf ölbefeuert, fünf kohlebefeuerte Blöcke wurden stillgelegt, und ein kohlebefeuerter Block wurde vor der Verabschiedung des Gesetzes im Jahr 1990 in den kalten Bereitschaftszustand versetzt. Die sechs inaktiven kohlebefeuerten Blöcke waren gesetzliche Empfänger von insgesamt 36.020 Tonnen Schwefeldioxid-Emissionszertifikaten der Phase I.
Dieser marktfähige Gewinn wurde vom US-Energieministerium (DOE) im Jahr 1991 auf 665 bis 736 Dollar pro Tonne geschätzt, was insgesamt 23,9 bis 26,5 Millionen Dollar ausmacht. Die tatsächlichen Käufe von Emissionszertifikaten im Jahr 1992 lagen jedoch unter dem erwarteten Preis von 300 Dollar pro Tonne. Die im März 1993 versteigerten Zertifikate wurden für 122 bis 450 Dollar pro Tonne verkauft, wodurch sich der Gewinn aus diesen Zertifikaten auf 4,4 bis 16,2 Millionen Dollar verringerte. In der Zwischenzeit erhielten die Eigentümer eines 1985 stillgelegten Blocks, des 119-MWe-Des Moines Energy Center, 93 Mio. $ an DOE-Mitteln für ein Clean Coal Technology-Projekt zur Umrüstung auf eine kohlegefeuerte 70-MWe-Druckwirbelschichtanlage, die 1996 wieder in Betrieb genommen wurde.
Standort der KraftwerksblöckeEdit
Abgesehen von diesen 11 Blöcken unterlagen 1995 250 aktive kohlegefeuerte Blöcke in 105 Anlagen in 21 Bundesstaaten den Schwefeldioxid-Emissionsreduktionen der Phase I. Die Staaten mit der größten Anzahl von Kraftwerksblöcken, die von den Anforderungen der Phase I betroffen waren, waren: Ohio (40), Indiana (37), Pennsylvania (21), Georgia (19), Tennessee (19), Kentucky (17), Illinois (17), Missouri (16) und West Virginia (14). Zusammengenommen machten die Blöcke der Phase I 20 % der 1.250 betriebsfähigen Kohlekraftwerke in den USA im Jahr 1990 aus.
Diese 250 Blöcke hatten 1990 eine sommerliche Spitzenerzeugungskapazität von 79.162 MWe, mit einem Mittelwert von 317 MWe/Einheit. Diese Kapazität entsprach etwa 27 % der installierten sommerlichen Kohlekraftwerkskapazität und etwa 11,5 % der gesamten installierten sommerlichen Kraftwerkskapazität der USA im Jahr 1990. Etwa 207 Millionen Tonnen, d.h. fast 90 % der 1990 von den Phase-I-Kraftwerken gekauften Kohle, erzeugten Schwefeldioxidemissionen, die die 1995 geltende Emissionsrate von 2,5 lbs/mm Btu überstiegen, und zwar ohne Schadstoffbegrenzungseinrichtungen.
Das Alter spielt eine RolleBearbeiten
Das Alter der 250 Phase-I-Kohleblöcke reichte von 17 bis 46 Jahren, als die Normen in Kraft traten, mit einem Durchschnitt von 34 Jahren. Im Jahr 1995 waren 111 aktive Phase-I-Blöcke (23 %) 35 Jahre oder älter, und nur 8 (6 %) waren weniger als 20 Jahre alt. Das Durchschnittsalter von 35 kohlebefeuerten Blöcken, die im Zeitraum 1988-1991 stillgelegt wurden, betrug 44,6 Jahre, mit einer Spanne von 14-74 Jahren. Die Größe dieser Blöcke reichte von 1-107 MWe Sommerleistung. Einige von ihnen waren vor ihrer Stilllegung viele Jahre lang in Bereitschaft gewesen (z. B. für den Einsatz während der regelmäßig geplanten Wartungsarbeiten anderer Blöcke). Etwa die Hälfte (oft die älteren Blöcke) war für die „Mitverbrennung“ von Erdgas oder Heizöl ausgelegt und konnte auf Wunsch mit diesen Brennstoffen anstelle von Kohle betrieben werden.
Bei den kohlebefeuerten Blöcken, die von 1988 bis 1991 stillgelegt wurden, stiegen sowohl die Zahl als auch das Durchschnittsalter erheblich an, was darauf hindeutet, dass die Versorgungsunternehmen sehr alte Blöcke, die sie voraussichtlich nicht mehr nutzen würden, aus dem Bereitschaftszustand entfernten und so die für ihre Bereitschaft erforderlichen Wartungskosten vermieden. Zum Vergleich: Die 6 Phase-I-Kohleblöcke, die vor 1990 stillgelegt wurden, waren zwischen 21 und 35 Jahre alt, als sie außer Betrieb genommen wurden, mit einem Mittelwert von 31 Jahren.
Das Alter dieser Blöcke war aus mehreren Gründen von Bedeutung. Alle Anlagen der Phase I waren entweder gebaut oder im Bau, als der Clean Air Act von 1977 erlassen wurde, und alle bis auf acht waren gebaut oder im Bau, als der Act von 1970 erlassen wurde. Folglich wurden diese Anlagen zu einer Zeit gebaut, als die Arbeitskosten deutlich niedriger waren als in den 1990er Jahren, und sie vermieden größere Investitionen in Anlagen zur Schadstoffreduzierung. In den 1990er Jahren gehörten diese Kraftwerke, gemessen an den Kosten pro erzeugter Megawattstunde, häufig zu den günstigsten Anlagen ihrer jeweiligen Eigentümer. Im Vergleich zu anderen Anlagen eines Energieversorgungsunternehmens boten diese Blöcke ihren Eigentümern Anreize, die Betriebszeit zu maximieren, die Ausfallzeiten für Reparaturen oder Nachrüstungen zu minimieren und weitere Kapitalinvestitionen in sie zu minimieren.
Da sich das Kapital in solchen Anlagen in der Regel über 20-30 Jahre amortisiert, waren die Investitionen in die meisten von ihnen bis 1995 vollständig amortisiert. Die Rechtfertigung umfangreicher zusätzlicher Kapitalinvestitionen in Anlagen, die eine Restnutzungsdauer von 10 Jahren oder weniger haben können, ist ohne den Umbau von Kesseln oft schwierig. Da große kohlebefeuerte Kraftwerke in der Regel in den ersten drei Betriebsjahren ihre höchsten Betriebs- und Verbrennungswirkungsgrade erreichen und danach während ihrer gesamten Lebensdauer schrittweise abnehmen, gehörten diese alten Anlagen zu den schmutzigsten Luftverschmutzungsquellen in der Stromversorgungsbranche. Sie konnten viele Jahre lang betrieben werden, ohne die Emissionen wesentlich zu verringern, während andere Anlagen gemäß den Clean Air Act Amendments von 1977 verpflichtet waren, die „beste verfügbare“ Ausrüstung zur Luftreinhaltung zu installieren.
UngewissheitenBearbeiten
Bei der Planung von Strategien zur Einhaltung der Vorschriften sahen sich die Stromversorgungsunternehmen mit erheblichen Ungewissheiten konfrontiert. Dazu gehörten der künftige Preis und die Verfügbarkeit von Brennstoffen, der Wert von Emissionszertifikaten und die Funktionsweise der Märkte für diese Zertifikate, die Art und Weise, wie die staatlichen Versorgungsunternehmen und die Steuerbehörde die Kosten für die Reinigung oder den Wechsel von Brennstoffen und den Wert von Emissionszertifikaten aufteilen würden, Bilanzierungsrichtlinien, Überarbeitungen zwischenstaatlicher Stromgroßhandelsverträge und ein mögliches Eingreifen der Federal Energy Regulatory Commission bei zwischenstaatlichen Übertragungen von Emissionszertifikaten durch mehrstaatliche Holdinggesellschaften. Große Sorge bereiteten auch die Veränderungen in der Wettbewerbsfähigkeit verschiedener Erzeugungs- und Verschmutzungskontrolltechnologien, eine Vielzahl neuer Vorschriften, die im Rahmen des Clean Air Act erforderlich sind, und die Möglichkeit neuer Gesetze zur Begrenzung von Kohlendioxidemissionen, zur Erhebung einer Steuer auf Kohlendioxidemissionen oder auf den Btu-Verbrauch. Eine endgültige Regelung, die einige Unsicherheiten in Bezug auf die kontinuierliche Überwachung der Emissionen, die Genehmigungsanforderungen und die Funktionsweise des Systems der Emissionszertifikate beseitigte, wurde erst im Januar 1993 erlassen, also lange nachdem Strategien zur Einhaltung der Vorschriften entwickelt und wichtige Investitionsentscheidungen getroffen werden mussten.
In diesem Zusammenhang mussten die Führungskräfte der Versorgungsunternehmen Investitionsentscheidungen treffen, die Millionen von Dollar über längere Zeiträume vorsahen. Ein Manager eines Versorgungsunternehmens fasste dies wie folgt zusammen: „Wichtige Entscheidungen müssen getroffen werden, ohne dass ausreichende Informationen vorliegen oder auch nur die Möglichkeit besteht, diese zu erhalten.“ Nach einem langwierigen Kampf, an dem die Ohio Public Utilities Commission, das Ohio Office of Consumer’s Counsel, Industriekunden, der Ohio Sierra Club und die United Mine Workers der mit der American Electric Power Company verbundenen Meigs-Kohleminen mit hohem Schwefelgehalt beteiligt waren, sollte der Bau von Wäschern durch AEP in seinem 2.600-MWe-Kraftwerk Gavin in Ohio etwa 835 Millionen Dollar kosten und die Schwefeldioxidemissionen dort um 95 % reduzieren. Im Februar 1993 war AEP noch nicht sicher, ob die Ohio Public Utilities Commission dem Unternehmen erlauben würde, Emissionsgutschriften aus dem Gavin-Kraftwerk auf Phase-I-Anlagen in anderen Bundesstaaten zu übertragen. So mussten erhebliche finanzielle Verpflichtungen auf der Grundlage der besten Einschätzungen der Versorgungsplaner eingegangen und mit dem Bau begonnen werden, ohne dass endgültige Informationen oder endgültige behördliche Genehmigungen vorlagen.
Innovationen bei KohlelieferverträgenBearbeiten
Die mit dieser Ungewissheit verbundenen Risiken förderten Innovationen bei Verträgen für den Kauf von Kohle durch Stromversorgungsunternehmen. Auf einem Käufermarkt verhandelten die Versorgungsunternehmen alte Verträge neu und schlossen neue Verträge mit einer Vielzahl von Bestimmungen ab, die darauf abzielten, Risiken zu steuern und die Flexibilität für künftige Entscheidungen zu erhöhen. So unterzeichnete Ohio Edison Ende 1991 mit drei Kohlelieferanten „Hoch/Tief“-Verträge. Im Rahmen dieser Verträge konnte das Versorgungsunternehmen seine Käufe von schwefelreicher auf schwefelarme Kohle desselben Lieferanten umstellen. Der Lieferant behielt sich die Option vor, weiterhin schwefelreiche Kohle anstelle von schwefelarmer Kohle zu liefern, wenn er genügend Emissionszertifikate bereitstellte, so dass diese Kohle ohne Strafzahlungen verbrannt werden konnte. In diesem Fall zahlte der Lieferant die Emissionszertifikate und das Versorgungsunternehmen den Vertragspreis für die schwefelärmere Kohle.
Weitere innovative Vertragsbedingungen, die in Betracht gezogen werden, würden Preisaufschläge und Strafzahlungen für Kohle mit unterschiedlichem Schwefelgehalt an Änderungen des Marktpreises für Schwefeldioxid-Emissionszertifikate koppeln, den Handel mit Emissionszertifikaten an Kohlelieferanten als Teilzahlung für schwefelarme Kohle vorsehen oder größere Mengen- und Preisabweichungen für verschiedene Kohlequalitäten in einem einzigen Vertrag festlegen. AMAX Energy erwarb von der Long Island Lighting Company eine ungenannte Anzahl von Emissionszertifikaten, die das Unternehmen in Paketen mit seinen Kohle- und Erdgasverträgen anbieten wollte. Auf diese Weise begannen Kohlelieferanten zusammen mit Stromversorgern als Käufer und Verkäufer von marktfähigen Schwefeldioxid-Emissionszertifikaten aufzutreten.