酸性雨プログラムの市場ベースのSO2排出権取引は、電力会社がSO2排出量を削減するために最もコスト効率のよい戦略を採用できるようにすることを目的としています。 すべての酸性雨プログラムの運転許可は、各発電源が選択した特定の要件と遵守オプションの概要を示している。 また、影響を受ける電力会社は、進捗状況を追跡し、コンプライアンスを確保し、プログラムの取引要素に信頼性を与えるために、SO2、NOxおよびその他の関連汚染物質の排出を継続的に監視するシステムを導入することが求められました。 5535>
大気質規制を遵守するための戦略は、1970 年代半ば以降、電気事業者の計画と運営の主要な要素であり、燃料、技術、および新規発電設備建設の場所の選択に影響を及ぼしている。 新しい二酸化イオウ基準を遵守するための電気事業者の戦略には、さまざまな財務的コストを伴うオプションが含まれていた。
- いくつかの既存および新規のスタックガススクラビングとクリーンコールテクノロジー、
- すべてへの切り替え、または高硫黄石炭と低硫黄石炭の混合、
- すべての天然ガスへの切り替え、または石炭と天然ガスの混焼、
- 「トリミング」または工場の年間稼働時間の短縮、
- 古いユニットのリタイアなどです。
- 新しい石炭または非石炭ボイラーで既存の設備を再出力する;
- 他の設備から排出権を購入または移転する;
- 需要側管理および節約を増やす; または
- 石炭または他の燃料を使う設備から他の公益事業または非事業者発電機から一括して電力を購入する。
一部の石炭クリーニングは、スクラビングや硫黄含有量の異なる石炭のブレンドなど、他のアクションと組み合わせて行われることがあるが、電力会社は一般的に石炭供給会社がクリーニング作業の費用を負担することを望む。 一部のオブザーバーは、硫黄の20-30%は石炭洗浄またはブレンドで除去でき、50-70%は排出制御装置で除去できると推定している。
フェーズIIでは選択肢は数多くあったが、フェーズIでは決定を実行できる時間に制約された。 なぜなら、既存の石炭火力発電設備でスクラバーを設計・建設するには3～5年、再出力や新規設備の建設にはもっと長い時間がかかるからである（例． 5535>
「早期洗浄」ボーナス・クレジットの割り当ての遅れと、1993 年 3 月の排出権オークションのスケジュールにより、ほとんどの電気事業者の実際のコンプライアンス意思決定からこれらのインセンティブが効果的に排除された。 大気汚染防止装置の建設には時間がかかるため、1995年の新基準に間に合うように工場の改修を行うには、スクラバーに対する財政的・契約的なコミットメントを1992年夏までに行わなければならなかった。 そのため、排出権の価格や割り当てが判明する前に決断しなければならなかった。
WindfallsEdit
Phase I排出制限の影響を受ける110カ所のプラント261ユニットのうち、5ユニットは石油火力、5ユニットは石炭火力、1ユニットは1990年の法律成立前にコールドスタンバイ状態に置かれた。 5535>
この市場性のある利益は、1991年に米国エネルギー省（DOE）によって、1トン当たり665ドルから736ドル、総額2390万ドルから2650万ドルの価値があると見積もられた。 しかし、1992年の実際の排出権購入額は、予想を下回る1トン当たり300ドルと報告された。 1993年3月に行われたオークションでは、1トン当たり122ドルから450ドルで売却され、これらの排出枠から得られる利益は440万ドルから1620万ドルに減少した。 この間、1985年に引退した1基（119MWe Des Moines Energy Center）のオーナーは、DOEから9300万ドルの資金提供を受け、クリーンコールテクノロジープロジェクトで石炭焚きの70MWe加圧流動床燃焼装置にリパワーし、1996年に生産を再開している。 フェーズI要件の影響を受ける発電ユニットの数が最も多い州は以下の通りである。 オハイオ（40）、インディアナ（37）、ペンシルベニア（21）、ジョージア（19）、テネシー（19）、ケンタッキー（17）、イリノイ（17）、ミズーリ（16）、ウエストバージニア（14）である。 5535>
これら250基の夏季ピーク時の発電能力は79,162MWeで、平均317MWe/基であった。 この能力は1990年の夏季の石炭火力発電設備能力の約27％、米国の夏季発電設備能力の約11.5％を占めた。
Age mattersEdit
250基のフェーズI石炭ユニットの年齢は、基準発効時に17年から46年であり、平均34年であった。 1995年には111基の稼働中のフェーズIユニット(23%)が35歳以上であり、20歳未満は8基(6%)のみであった。 1988年から1991年の間に引退した35基の石炭火力発電機の平均年齢は44.6年で、14年から74年の範囲であった。 これらのユニットは、1-107MWeの夏期の能力で、規模は様々であった。 数基は、引退前に何年もスタンバイ状態（例えば、メンテナンスのために他のユニットが定期的に停止している間、使用可能）であった。 5535>
引退した石炭火力発電機の数と平均年齢は 1988 年から 1991 年にかけて大幅に増加し、電力会社が使用する見込みのない非常に古いユニットを使用可能状態から外し、待機させるために必要な保守費用を回避していることがわかる。 比較のため、1990 年以前に引退した 6 基のフェーズ I 石炭ユニットは、運転停止時の年齢が 21-35 年で、平均は 31 年であった。 すべてのフェーズIユニットは1977年の大気浄化法が制定されたときに建設されたか建設中であり、8基を除くすべてのユニットは1970年の法律が制定されたときに建設されたか建設中であった。 その結果、これらのユニットは、人件費が1990年代よりも大幅に安い時期に建設され、汚染防止装置への大規模な投資を避けることができた。 1990年代には、これらの発電所は、それぞれの所有者が運営する発電所の中で、発電量1メガワット時あたりのコストという点で、最も安価であることが多かった。 電力会社のシステム上の他のプラントと比較して、これらのユニットは、それらの所有者に、稼働時間を最大化し、修理または改修のためのダウンタイムを最小化し、それらに対するさらなる資本投資を最小化する動機を提供した。 ボイラーの再建がなければ、残りの耐用年数が10年以下かもしれない発電所への大規模な追加資本投資を正当化することは、しばしば困難である。 さらに、大型石炭火力発電機は、運転開始後3年間で運転効率と燃焼効率がピークに達し、その後は寿命まで徐々に低下する傾向があるため、これらの古い発電所は電気事業者の中で最も汚い大気汚染源の一つであった。
UncertaintiesEdit
Substantial uncertainties confronted the electric utilities when planning compliance strategies. これには、燃料の将来の価格と利用可能性、排出権の価値とその市場の運営、州の公益事業委員会と内国歳入庁が燃料のスクラビングまたは切り替えのコストと排出権の価値をどのように配分するか、会計ガイドライン、州間の一括電力販売契約の改訂、複数州の持ち株会社による排出権の州間移動に対する連邦エネルギー規制委員会の介入の可能性などがある。 また、さまざまな発電技術や汚染防止技術の競争力の変化、大気浄化法に基づく無数の新しい規則制定、二酸化炭素の排出を制限する新しい法律、二酸化炭素排出に対する課税、Btu使用量への課税の可能性も大きな懸念材料となりました。 継続的な排出監視、許可要件、および排出権制度の運用に関する不確実性を緩和する最終規則が発行されたのは 1993 年 1 月であり、コンプライアンス戦略の策定と主要な投資決定が必要な時期であった。 ある電力会社の経営者は次のように要約している。 ある電力会社の経営者は、「重要な決定は、十分な情報、あるいは十分な情報を得る能力さえもないままに行わなければならない」と要約している。 例えば、オハイオ公益事業委員会、オハイオ州消費者相談室、産業界の顧客、オハイオ・シエラクラブ、アメリカン・エレクトリック・パワー社の系列メイグス高硫黄炭鉱の鉱山労働者連合を巻き込んだ長期にわたる闘争の後、AEPによるオハイオ州の2ユニット、260万ワットのギャビン工場でのスクラバー建設は約835万ドルで、そこでは二酸化硫黄排出を95％削減できると予想されていました。 1993年2月、AEPはオハイオ州公益事業委員会から、ギャビン・スクラブの排出権を他州のフェーズIユニットに移転することが認められるかどうか、まだ不明であった。 5535>
石炭供給契約の革新 編集
このような不確実性に伴うリスクは、電力会社による石炭購入契約の革新を刺激した。 買い手市場において、電力会社は古い契約を再交渉し、リスクを管理し将来の決定に対する柔軟性を高めるために様々な条項のある新しい契約を締結した。 例えば、オハイオ・エジソンは1991年末に3つの石炭供給会社と「高／低」契約を締結した。 この契約では、同じ供給者が生産する硫黄分の高い石炭から硫黄分の低い石炭への購入のシフトを選択することができる。 供給者は、低硫黄炭の代わりに高硫黄炭を出荷し続けるオプションを持っており、十分な排出枠を提供すれば、この石炭はペナルティなしに燃やすことができる。 5535>
このほかにも、二酸化硫黄排出権の市場価格の変動に連動して、硫黄含有量の異なる石炭に対して支払う価格のプレミアムやペナルティー、低硫黄炭に対する支払いの一部として石炭供給業者に排出権を取引する、あるいは一つの契約で異なる品質の石炭に対して数量と価格の大きな変動を設定するなどの革新的な契約条項も検討されていた。 AMAXエナジー社は、ロングアイランド照明社から未発表の排出枠を購入し、石炭と天然ガスの契約とセットで提供するとしている。 こうして、石炭供給会社は電気事業者と共に、市場性のある二酸化硫黄排出枠の売り手と買い手として参加するようになったのである
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