La composante d’échange de quotas de SO2 basée sur le marché du programme de lutte contre les pluies acides avait pour but de permettre aux services publics d’adopter la stratégie la plus rentable pour réduire les émissions de SO2. Chaque permis d’exploitation du Acid Rain Program décrit les exigences spécifiques et les options de conformité choisies par chaque source. Les services publics concernés ont également dû installer des systèmes de surveillance continue des émissions de SO2, de NOx et d’autres polluants connexes afin de suivre les progrès, d’assurer la conformité et de donner de la crédibilité à la composante échange du programme. Les données de surveillance sont transmises quotidiennement à l’EPA par des systèmes de télécommunication.
Les stratégies de conformité aux contrôles de la qualité de l’air ont été des éléments majeurs de la planification et de l’exploitation des services publics d’électricité depuis le milieu des années 1970, affectant le choix des combustibles, des technologies et des emplacements pour la construction de nouvelles capacités de production. Les stratégies des services publics pour se conformer aux nouvelles normes de dioxyde de soufre comprenaient un mélange d’options avec des coûts financiers variables :
- plusieurs technologies existantes et nouvelles d’épuration des gaz de cheminée et de charbon propre;
- le passage à tout le charbon à haute teneur en soufre, ou à un mélange de charbon à basse teneur en soufre;
- le passage à tout le gaz naturel, ou la cocombustion de charbon et de gaz naturel;
- la « coupe », ou la réduction des heures annuelles d’utilisation des centrales;
- la mise au rancart des vieilles unités ;
- réalimenter les unités existantes avec de nouvelles chaudières au charbon ou sans charbon ;
- acheter ou transférer des quotas d’émissions d’autres unités ;
- augmenter la gestion et la conservation du côté de la demande ; ou
- acheter de l’énergie en vrac à d’autres services publics ou à des producteurs autres que des services publics à partir d’unités utilisant du charbon ou d’autres combustibles.
Un certain nettoyage du charbon peut se faire en combinaison avec d’autres actions telles que le lavage, ou le mélange de charbons à teneur en soufre variable, mais les services publics préfèrent généralement que les fournisseurs de charbon supportent les coûts des opérations de nettoyage. Certains observateurs ont estimé que 20 % à 30 % du soufre peut être retiré par le nettoyage ou le mélange de charbon, et 50 % à 70 % retiré avec des équipements de contrôle des émissions.
Pour la conformité à la phase II, les options étaient nombreuses, mais pour la phase I, elles étaient limitées par le temps disponible pour mettre en œuvre une décision. Parce qu’il faut 3 à 5 ans pour concevoir et construire un épurateur dans une unité existante alimentée au charbon, et plus longtemps pour remotoriser ou construire une nouvelle installation (par ex, 6-11 ans pour le charbon, 10-14 ans pour les unités nucléaires), les options de décision des services publics d’électricité pour les usines de la phase I étaient limitées à l’épuration, au changement de combustible, à l’achat ou au transfert de quotas d’émission pour permettre de continuer à utiliser du charbon à haute teneur en soufre, à la mise hors service d’unités, ou à la réduction de l’utilisation de l’unité et à la substitution de la capacité par une autre source.
Les retards dans l’attribution des crédits bonifiés d' »épuration précoce » et la programmation de la première vente aux enchères de quotas d’émission en mars 1993 ont effectivement retiré ces incitatifs de la prise de décision de conformité réelle de la plupart des services publics d’électricité. En raison du temps nécessaire à la construction d’un équipement de contrôle de la pollution atmosphérique, les engagements financiers et contractuels relatifs aux épurateurs devaient être pris avant l’été 1992 si l’on voulait que les modifications apportées aux centrales soient opérationnelles à temps pour satisfaire aux nouvelles normes en 1995. Ainsi, les décisions devaient être prises avant que le prix et l’allocation des quotas d’émission ne soient connus. Par conséquent, la plupart des projets d’épurateurs visant à respecter l’échéance de 1995 étaient déjà bien avancés à l’automne 1992.
Gains d’aubaineEdit
Sur les 261 unités de 110 emplacements d’usines touchées par les limitations d’émissions de la phase I, cinq étaient alimentées au mazout, cinq unités au charbon ont été mises hors service et une unité au charbon a été placée en état de veille à froid avant l’adoption de la loi en 1990. Les 6 unités au charbon inactives ont été les bénéficiaires statutaires d’un total de 36 020 tonnes de quotas d’émission de dioxyde de soufre de la phase I.
Cette manne commercialisable a été estimée par le ministère américain de l’Énergie (DOE) en 1991 à une valeur de 665 à 736 dollars par tonne, soit un total de 23,9 à 26,5 millions de dollars. Toutefois, les achats réels de quotas d’émission en 1992 ont été signalés à un prix inférieur aux prévisions, soit 300 dollars par tonne. Les quotas mis aux enchères en mars 1993 se sont vendus entre 122 et 450 dollars par tonne, ce qui a réduit la manne de ces quotas à 4,4 à 16,2 millions de dollars. Dans l’intervalle, les propriétaires d’une unité mise à la retraite en 1985, le Des Moines Energy Center, d’une puissance de 119 MWe, ont reçu 93 millions de dollars du DOE pour un projet Clean Coal Technology visant à la remotoriser avec une unité de combustion à lit fluidisé sous pression de 70 MWe alimentée au charbon, la remettant en production en 1996.
Localisation des unités de productionModifié
À l’exclusion de ces 11 unités, 250 unités actives alimentées au charbon dans 105 centrales de 21 États étaient soumises à la phase I de réduction des émissions de dioxyde de soufre en 1995. Les États ayant le plus grand nombre d’unités de production concernées par les exigences de la phase I étaient : Ohio (40), Indiana (37), Pennsylvanie (21), Géorgie (19), Tennessee (19), Kentucky (17), Illinois (17), Missouri (16) et Virginie occidentale (14). Ensemble, les unités de la phase I représentaient 20 % des 1 250 unités de production au charbon exploitables aux États-Unis en 1990.
Ces 250 unités avaient une capacité de production de pointe estivale de 79 162 MWe en 1990, avec une moyenne de 317 MWe/unité. Cette capacité représentait environ 27 % de la capacité installée d’été des centrales au charbon, et environ 11,5 % de la capacité totale installée d’été des États-Unis en 1990. Environ 207 millions de tonnes, soit près de 90 % du charbon acheté par les centrales de la phase I en 1990, ont produit des émissions de dioxyde de soufre dépassant le taux d’émission de 1995 de 2,5 lb/mm Btu en n’utilisant aucun équipement de contrôle de la pollution.
L’âge compteEdit
L’âge des 250 unités de charbon de la phase I allait de 17 à 46 ans lorsque les normes sont entrées en vigueur, avec une moyenne de 34 ans. En 1995, 111 unités actives de la phase I (23%) avaient 35 ans ou plus, et seulement 8 (6%) avaient moins de 20 ans. L’âge moyen des 35 unités au charbon mises hors service entre 1988 et 1991 était de 44,6 ans, avec une fourchette de 14 à 74 ans. La taille de ces unités variait de 1 à 107 MWe en été. Plusieurs d’entre elles étaient en veille (c’est-à-dire qu’elles pouvaient être utilisées pendant les arrêts réguliers d’autres unités pour la maintenance) depuis de nombreuses années avant leur mise hors service. Environ la moitié (souvent les unités les plus anciennes) étaient conçues pour « cofire » avec du gaz naturel ou du mazout, et pouvaient être exploitées avec ces combustibles au lieu du charbon si on le souhaitait.
Aussi bien le nombre que l’âge moyen des unités au charbon mises hors service ont augmenté considérablement de 1988 à 1991, ce qui indique que les services publics retiraient de l’état de disponibilité des unités très anciennes qu’ils ne prévoyaient plus utiliser, évitant ainsi les coûts d’entretien nécessaires pour les maintenir en veille. A titre de comparaison, les 6 unités de charbon de la phase I mises hors service avant 1990 avaient entre 21 et 35 ans, avec une moyenne de 31 ans.
L’âge de ces unités était significatif pour plusieurs raisons. Toutes les unités de la phase I ont été construites ou étaient en cours de construction lors de la promulgation du Clean Air Act de 1977, et toutes sauf huit ont été construites ou étaient en cours de construction lors de la promulgation de la loi de 1970. Par conséquent, ces unités ont été construites à un moment où les coûts de la main-d’œuvre étaient nettement inférieurs à ceux des années 1990, et elles ont évité les investissements majeurs dans les équipements de contrôle de la pollution. Dans les années 1990, ces unités étaient souvent parmi les moins chères de toutes celles exploitées par leurs propriétaires respectifs, en termes de coût par mégawattheure d’énergie produite. Par rapport à d’autres centrales du réseau d’une société de services publics, ces unités incitaient leurs propriétaires à maximiser le temps d’exploitation, à minimiser les temps d’arrêt pour les réparations ou la modernisation, et à minimiser les investissements supplémentaires en capital dans ces unités.
Parce que le capital de ces centrales est généralement amorti sur 20-30 ans, les investissements dans la plupart d’entre elles étaient entièrement récupérés en 1995. Il est souvent difficile de justifier d’importants investissements supplémentaires dans des centrales dont la durée de vie utile restante est de 10 ans ou moins, sans reconstruction des chaudières. En outre, étant donné que les grandes unités de production au charbon ont tendance à atteindre leur rendement maximal en matière d’exploitation et de combustion au cours des trois premières années d’exploitation, puis à décliner progressivement tout au long de leur durée de vie, ces vieilles centrales figuraient parmi les sources de pollution atmosphérique les plus polluantes de l’industrie électrique. Elles ont pu fonctionner pendant de nombreuses années sans réduire substantiellement les émissions, alors que d’autres usines étaient tenues d’installer le « meilleur équipement disponible » de contrôle de la pollution de l’air en vertu des modifications de 1977 du Clean Air Act.
IncertitudesModifier
Des incertitudes substantielles ont confronté les services publics d’électricité lors de la planification des stratégies de conformité. Celles-ci comprenaient le prix et la disponibilité futurs des combustibles, la valeur des quotas d’émission et le fonctionnement des marchés pour ceux-ci, la manière dont les commissions des services publics des États et l’Internal Revenue Service alloueraient les coûts de lavage ou de changement de combustibles et la valeur des quotas d’émission, les directives comptables, les révisions des contrats de vente d’énergie en vrac inter-États et l’intervention possible de la Federal Energy Regulatory Commission dans les transferts inter-États de quotas d’émission par des sociétés de portefeuille multi-états. Les changements dans la compétitivité des diverses technologies de production et de contrôle de la pollution, une myriade de nouvelles mesures réglementaires requises par la loi sur la qualité de l’air et la possibilité d’une nouvelle législation limitant les émissions de dioxyde de carbone, imposant une taxe sur les émissions de carbone ou sur l’utilisation du Btu étaient également très préoccupants. Une règle finale atténuant certaines incertitudes sur la surveillance continue des émissions, les exigences en matière de permis et le fonctionnement du système de quotas d’émission n’a pas été publiée avant janvier 1993, bien après que des stratégies de conformité aient dû être élaborées et que des décisions d’investissement majeures aient été prises.
Dans ce contexte, les dirigeants des services publics ont dû prendre des décisions d’investissement engageant des millions de dollars sur des périodes prolongées. Comme le résume un directeur de service public : « Les décisions majeures doivent être prises sans informations adéquates ou même sans la possibilité d’obtenir des informations adéquates. » Par exemple, après une longue lutte impliquant la Commission des services publics de l’Ohio, l’Office of Consumer’s Counsel de l’Ohio, des clients industriels, le Sierra Club de l’Ohio et les travailleurs unis des mines de charbon à haute teneur en soufre de la filiale Meigs de l’American Electric Power Company, la construction par AEP d’épurateurs dans sa centrale Gavin de 2 600 MWe en Ohio devait coûter environ 835 millions de dollars et y réduire les émissions de dioxyde de soufre de 95 %. En février 1993, AEP ne savait toujours pas si la Commission des services publics de l’Ohio l’autoriserait à transférer les crédits d’émissions de l’épurateur de Gavin à des unités de phase I dans d’autres États. Ainsi, des engagements financiers substantiels ont dû être pris sur la base des meilleurs jugements des planificateurs des services publics et la construction a commencé en l’absence d’informations définitives ou d’approbations réglementaires finales.
Innovations dans les contrats d’approvisionnement en charbonEdit
Les risques associés à une telle incertitude ont stimulé l’innovation dans les contrats d’achat de charbon par les services publics d’électricité. Dans un marché d’acheteurs, les compagnies d’électricité ont renégocié les anciens contrats et en ont signé de nouveaux avec une variété de dispositions conçues pour gérer les risques et augmenter la flexibilité pour les décisions futures. Par exemple, Ohio Edison a signé des contrats « high/low » à la fin de 1991 avec trois fournisseurs de charbon. Dans le cadre de ces contrats, la société de services publics pouvait choisir de transférer ses achats de charbon à haute teneur en soufre vers du charbon à faible teneur en soufre produit par le même fournisseur. Le fournisseur conservait la possibilité de continuer à livrer du charbon à haute teneur en soufre au lieu du charbon à basse teneur en soufre s’il fournissait suffisamment de quotas d’émission pour que ce charbon puisse être brûlé sans pénalité. Dans ce cas, le fournisseur payait les quotas et le service public payait le prix contractuel pour le charbon à faible teneur en soufre.
D’autres conditions contractuelles innovantes à l’étude permettraient de lier les primes de prix et les pénalités payées pour le charbon avec différents niveaux de teneur en soufre aux changements du prix du marché des quotas d’émissions de dioxyde de soufre ; d’échanger des quotas d’émissions aux fournisseurs de charbon comme paiement partiel pour le charbon à faible teneur en soufre ; ou d’établir de plus grands écarts de quantité et de prix pour différentes qualités de charbon dans un seul contrat. AMAX Energy a acheté un nombre non divulgué de quotas d’émissions à Long Island Lighting Company, qu’elle a déclaré vouloir offrir en paquets avec ses contrats de charbon et de gaz naturel. Ainsi, les fournisseurs de charbon ont commencé à participer avec les services publics d’électricité en tant qu’acheteurs et vendeurs de quotas d’émissions de dioxyde de soufre négociables.