La componente del programma Acid Rain basata sul mercato per lo scambio di quote di SO2 è stata concepita per consentire alle società di servizi di adottare la strategia più conveniente per ridurre le emissioni di SO2. Ogni permesso operativo dell’Acid Rain Program delinea i requisiti specifici e le opzioni di conformità scelte da ogni fonte. Alle aziende interessate è stato inoltre richiesto di installare sistemi che monitorano continuamente le emissioni di SO2, NOx e altri inquinanti correlati, al fine di monitorare i progressi, garantire la conformità e fornire credibilità alla componente commerciale del programma. I dati di monitoraggio sono trasmessi quotidianamente all’EPA tramite sistemi di telecomunicazione.
Le strategie per la conformità con i controlli della qualità dell’aria sono state componenti importanti della pianificazione e delle operazioni delle aziende elettriche fin dalla metà degli anni ’70, influenzando la scelta dei combustibili, delle tecnologie e dei luoghi per la costruzione di nuove capacità di generazione. Le strategie delle utility per la conformità con i nuovi standard sull’anidride solforosa hanno incluso un mix di opzioni con costi finanziari variabili:
- diverse tecnologie esistenti e nuove per lo stack-gas scrubbing e per il carbone pulito;
- passando a tutto, o mescolando il carbone ad alto zolfo con quello a basso zolfo;
- passando a tutto il gas naturale, o co-combustione di carbone e gas naturale;
- “trimming”, o riduzione delle ore annuali di utilizzo degli impianti;
- pensionamento delle vecchie unità;
- rifornire le unità esistenti con nuove caldaie a carbone o non a carbone;
- acquistare o trasferire quote di emissioni da altre unità;
- incrementare la gestione della domanda e la conservazione; o
- acquisto di energia da altre utility o generatori non utility da unità che utilizzano carbone o altri combustibili.
Alcune pulizie del carbone possono avvenire in combinazione con altre azioni come lo scrubbing, o la miscelazione di carbone con diverso contenuto di zolfo, ma le utility generalmente preferiscono che i fornitori di carbone sostengano i costi delle operazioni di pulizia. Alcuni osservatori hanno stimato che il 20% – 30% dello zolfo può essere rimosso attraverso la pulizia del carbone o la miscelazione, e il 50%-70% può essere eliminato con l’attrezzatura di controllo delle emissioni.
Per la conformità alla Fase II le opzioni erano numerose, ma per la Fase I erano limitate dal tempo disponibile per attuare una decisione. Poiché ci vogliono 3-5 anni per progettare e costruire uno scrubber in un’unità a carbone esistente, e più tempo per ripotenziare o costruire un nuovo impianto (ad es, 6-11 anni per il carbone, 10-14 anni per le unità nucleari), le opzioni decisionali delle compagnie elettriche per gli impianti di fase I erano limitate allo scrubbing, al cambio di combustibile, all’acquisto o al trasferimento di quote di emissioni per permettere di continuare ad usare il carbone ad alto tenore di zolfo, al ritiro delle unità, o alla riduzione dell’utilizzo delle unità e alla sostituzione della capacità da un’altra fonte.
I ritardi nell’assegnazione dei crediti bonus “early scrub” e la programmazione della prima asta delle quote di emissioni nel marzo 1993 hanno effettivamente rimosso questi incentivi dalla decisione effettiva di conformità della maggior parte delle compagnie elettriche. A causa del tempo necessario per costruire attrezzature per il controllo dell’inquinamento dell’aria, gli impegni finanziari e contrattuali per gli scrubber dovevano essere presi entro l’estate 1992 se le modifiche agli impianti dovevano essere operative in tempo per soddisfare i nuovi standard nel 1995. Così, le decisioni dovevano essere prese prima che il prezzo e l’assegnazione delle quote di emissione fossero noti. Di conseguenza, la maggior parte dei progetti di scrubber per soddisfare la scadenza del 1995 erano ben avviati entro l’autunno del 1992.
WindfallsEdit
Delle 261 unità in 110 impianti interessati dai limiti di emissione della Fase I, cinque erano alimentati a petrolio, cinque unità a carbone sono state ritirate, e un’unità a carbone è stata messa in standby a freddo prima del passaggio della legislazione nel 1990. Le 6 unità a carbone inattive erano destinatarie per legge di un totale di 36.020 tonnellate di permessi di emissione di anidride solforosa della Fase I.
Questo guadagno commerciabile è stato stimato dal Dipartimento dell’Energia degli Stati Uniti (DOE) nel 1991 per un valore da 665 a 736 dollari per tonnellata, per un totale di 23,9-26,5 milioni di dollari. Tuttavia, gli acquisti effettivi di quote di emissioni nel 1992 sono stati riportati a un prezzo inferiore a quello previsto di 300 dollari per tonnellata. Le quote messe all’asta nel marzo 1993 sono state vendute a 122-450 dollari per tonnellata, riducendo il guadagno di queste quote a 4,4-16,2 milioni di dollari. Nel frattempo, i proprietari di un’unità andata in pensione nel 1985, il Des Moines Energy Center da 119 MWe, hanno ricevuto 93 milioni di dollari in finanziamenti dal DOE per un progetto Clean Coal Technology per ripotenziare con un’unità di combustione a letto fluido pressurizzato a carbone da 70 MWe, riportandola in produzione nel 1996.
Posizione delle unità di generazioneModifica
Escludendo queste 11 unità, 250 unità attive a carbone in 105 impianti in 21 stati erano soggette alla Fase I di riduzione delle emissioni di anidride solforosa nel 1995. Gli stati che avevano il maggior numero di unità di generazione interessate dai requisiti della Fase I erano: Ohio (40), Indiana (37), Pennsylvania (21), Georgia (19), Tennessee (19), Kentucky (17), Illinois (17), Missouri (16) e West Virginia (14). Insieme, le unità della fase I rappresentavano il 20% delle 1.250 unità di generazione a carbone operative negli Stati Uniti nel 1990.
Queste 250 unità avevano una capacità di generazione di picco estivo di 79.162 MWe nel 1990, con una media di 317 MWe/unità. Questa capacità rappresentava circa il 27% della capacità estiva installata a carbone e circa l’11,5% della capacità totale di generazione estiva installata negli Stati Uniti nel 1990. Circa 207 milioni di tonnellate, quasi il 90% del carbone acquistato dagli impianti di Fase I nel 1990, ha prodotto emissioni di anidride solforosa che superavano il tasso di emissioni del 1995 di 2,5 lbs/mm Btu senza l’uso di attrezzature di controllo dell’inquinamento.
L’età contaModifica
L’età delle 250 unità a carbone di Fase I variava da 17 a 46 anni quando gli standard sono entrati in vigore, con una media di 34 anni. Nel 1995, 111 unità attive della fase I (23%) avevano 35 anni o più, e solo 8 (6%) avevano meno di 20 anni. L’età media di 35 unità a carbone ritirate durante il 1988-1991 era di 44,6 anni, con una gamma di 14-74 anni. Queste unità variavano in dimensioni da 1-107 MWe di capacità estiva. Molte erano state in standby (ad esempio, disponibili per l’uso durante le regolari interruzioni programmate di altre unità per la manutenzione) per molti anni prima del pensionamento. Circa la metà (spesso le unità più vecchie) sono state progettate per “co-fuoco” con gas naturale o olio combustibile, e potrebbero essere gestite usando questi combustibili invece del carbone, se lo desiderano.
Sia il numero che l’età media delle unità a carbone ritirate sono aumentati sostanzialmente dal 1988 al 1991, indicando che le utility stavano rimuovendo dallo stato di disponibilità unità molto vecchie che non prevedevano più di usare, evitando così i costi di manutenzione necessari per tenerle in standby. Per confronto, le 6 unità a carbone della Fase I ritirate prima del 1990 avevano un’età compresa tra 21 e 35 anni quando sono state messe fuori servizio, con una media di 31 anni.
L’età di queste unità era significativa per diverse ragioni. Tutte le unità della fase I erano costruite o in costruzione quando il Clean Air Act del 1977 è stato promulgato, e tutte tranne otto erano costruite o in costruzione quando la legge del 1970 è stata promulgata. Di conseguenza, queste unità sono state costruite quando il costo del lavoro era significativamente inferiore a quello degli anni ’90, e hanno evitato grandi investimenti in attrezzature di controllo dell’inquinamento. Negli anni ’90, queste unità erano spesso tra le meno costose tra quelle gestite dai rispettivi proprietari, in termini di costo per megawattora di energia prodotta. Rispetto ad altri impianti nel sistema di una compagnia di servizi, queste unità fornivano incentivi ai loro proprietari per massimizzare il tempo di funzionamento, minimizzare i tempi di inattività per riparazioni o retrofit, e minimizzare ulteriori investimenti di capitale in esse.
Perché il capitale in tali impianti è tipicamente ammortizzato in 20-30 anni, gli investimenti nella maggior parte di essi erano completamente recuperati entro il 1995. Giustificare grandi investimenti di capitale aggiuntivi in impianti che possono avere una vita utile residua di 10 anni o meno, senza la ricostruzione delle caldaie, è spesso difficile. Inoltre, poiché le grandi unità di generazione a carbone tendono a raggiungere il picco di efficienza operativa e di combustione durante i primi tre anni di funzionamento, diminuendo in seguito in modo incrementale per tutta la loro vita, questi vecchi impianti erano tra le fonti più sporche di inquinamento atmosferico nell’industria delle utility elettriche. Sono stati in grado di operare per molti anni senza ridurre sostanzialmente le emissioni, quando ad altri impianti è stato richiesto di installare le migliori attrezzature di controllo dell’inquinamento atmosferico “disponibili” ai sensi del Clean Air Act Amendments del 1977.
IncertezzeModifica
Sostanziali incertezze hanno affrontato le utility elettriche quando si pianificano le strategie di conformità. Queste includevano il prezzo futuro e la disponibilità dei combustibili; il valore dei permessi di emissione e il funzionamento dei mercati per essi; il modo in cui le commissioni statali per i servizi pubblici e l’Internal Revenue Service avrebbero allocato i costi dello scrubbing o del cambio di combustibile e il valore dei permessi di emissione; le linee guida contabili, le revisioni dei contratti interstatali di vendita di energia all’ingrosso e il possibile intervento della Federal Energy Regulatory Commission nei trasferimenti interstatali dei permessi di emissione da parte delle holding multistato. I cambiamenti nella competitività delle varie tecnologie di generazione e di controllo dell’inquinamento; una miriade di nuove azioni di regolamentazione richieste dal Clean Air Act; e la possibilità di una nuova legislazione che limiti le emissioni di anidride carbonica, che imponga una tassa sulle emissioni di carbonio, o sull’uso del Btu sono stati anch’essi motivo di grande preoccupazione. Una regola finale che alleviava alcune incertezze sul monitoraggio continuo delle emissioni, sui requisiti dei permessi e sul funzionamento del sistema delle quote di emissione non è stata emessa fino al gennaio 1993, ben dopo che le strategie di conformità dovevano essere sviluppate e le principali decisioni di investimento prese.
In questo contesto, i dirigenti delle utility dovevano prendere decisioni di investimento che impegnavano milioni di dollari per lunghi periodi. Come riassunto da un manager di una utility: “Le decisioni importanti devono essere prese senza informazioni adeguate o anche senza la capacità di ottenere informazioni adeguate”. Per esempio, dopo una lunga lotta che ha coinvolto la Ohio Public Utilities Commission, l’Ohio Office of Consumer’s Counsel, i clienti industriali, l’Ohio Sierra Club, e gli United Mine Workers delle miniere di carbone ad alto tenore di zolfo Meigs, affiliate alla American Electric Power Company, la costruzione di scrubber da parte di AEP nella sua centrale Gavin a due unità da 2.600 MWe in Ohio doveva costare circa 835 milioni di dollari, riducendo le emissioni di anidride solforosa del 95%. Nel febbraio 1993, AEP non era ancora sicura se le sarebbe stato permesso dalla Ohio Public Utilities Commission di trasferire i crediti di emissione dalla macchia di Gavin alle unità di fase I in altri stati. Così, sostanziali impegni finanziari dovettero essere presi sulla base dei migliori giudizi da parte dei pianificatori delle utility e la costruzione iniziò in assenza di informazioni definitive o di approvazioni normative finali.
Innovazioni nei contratti di fornitura del carboneModifica
I rischi associati a tale incertezza stimolarono l’innovazione nei contratti di acquisto del carbone da parte delle utility elettriche. In un mercato di compratori, le utility rinegoziarono i vecchi contratti e ne firmarono di nuovi con una varietà di disposizioni progettate per gestire i rischi e aumentare la flessibilità per le decisioni future. Per esempio, Ohio Edison ha firmato contratti “alto/basso” alla fine del 1991 con tre fornitori di carbone. Secondo questi accordi, l’utility poteva scegliere di spostare gli acquisti dal carbone ad alto tenore di zolfo a quello a basso tenore di zolfo prodotto dallo stesso fornitore. Il fornitore ha mantenuto l’opzione di continuare a spedire il carbone ad alto tenore di zolfo al posto del carbone a basso tenore di zolfo se ha fornito sufficienti quote di emissioni in modo che questo carbone potesse essere bruciato senza penalità. In questo caso, il fornitore ha pagato i permessi e l’utilità ha pagato il prezzo di contratto per carbone più basso dello zolfo.
Le condizioni innovative supplementari di contratto sotto considerazione collegherebbero i premi di prezzo e le penalità pagati per il carbone con i livelli differenti di contenuto dello zolfo ai cambiamenti nel prezzo di mercato dei permessi delle emissioni dell’anidride solforosa; scambiano i permessi delle emissioni ai fornitori del carbone come pagamento parziale per carbone a basso tenore di zolfo; o stabiliscono le varianze più grandi nella quantità e nei prezzi per le qualità differenti di carbone in un singolo contratto. AMAX Energy ha acquistato un numero non rivelato di quote di emissioni da Long Island Lighting Company, che ha detto che avrebbe offerto in pacchetti con i suoi contratti di carbone e gas naturale. Così, i fornitori di carbone hanno iniziato a partecipare insieme alle aziende elettriche come acquirenti e venditori di quote di emissioni di anidride solforosa commerciabili.