Komponent rynkowy handlu uprawnieniami do emisji SO2 w ramach Programu Kwaśnych Deszczów miał na celu umożliwienie przedsiębiorstwom przyjęcia najbardziej opłacalnej strategii redukcji emisji SO2. Każde pozwolenie na prowadzenie działalności w ramach Programu Kwasowych Deszczów określa konkretne wymagania i opcje zgodności wybrane przez każde źródło. Zainteresowane przedsiębiorstwa zostały również zobowiązane do zainstalowania systemów ciągłego monitorowania emisji SO2, NOx i innych powiązanych zanieczyszczeń w celu śledzenia postępów, zapewnienia zgodności i zapewnienia wiarygodności komponentu handlowego programu. Dane z monitoringu są przekazywane do EPA codziennie za pośrednictwem systemów telekomunikacyjnych.
Strategie zgodności z kontrolą jakości powietrza były głównymi elementami planowania i działalności przedsiębiorstw energetycznych od połowy lat 70-tych, wpływając na wybór paliw, technologii i lokalizacji dla budowy nowych mocy wytwórczych. Strategie przedsiębiorstw użyteczności publicznej dotyczące zgodności z nowymi normami dotyczącymi dwutlenku siarki obejmowały zestaw opcji o różnych kosztach finansowych:
- several existing and new stack-gas scrubbing and clean coal technologies;
- switching to all, or blending high-sulfur coal with, low-sulfur coal;
- switching to all natural gas, or coiring coal and natural gas;
- „trimming,” or reducing annual hours of plant utilization;
- retiring old units;
- zasilanie istniejących jednostek nowymi kotłami węglowymi lub innymi niż węglowe;
- zakup lub przeniesienie uprawnień do emisji z innych jednostek;
- zwiększenie zarządzania popytem i ochrony środowiska; lub
- hurtowe zakupy energii od innych zakładów lub wytwórców nieprowadzących działalności gospodarczej z jednostek wykorzystujących węgiel lub inne paliwa.
Dla zgodności fazy II opcje były liczne, ale dla fazy I były ograniczone przez czas dostępny na wdrożenie decyzji. Ponieważ zaprojektowanie i zbudowanie skrubera w istniejącej jednostce opalanej węglem zajmuje 3-5 lat, a przebudowa mocy lub budowa nowego obiektu trwa dłużej (np, 6-11 lat w przypadku bloków węglowych, 10-14 lat w przypadku bloków jądrowych), opcje decyzyjne przedsiębiorstw energetycznych dla zakładów fazy I były ograniczone do oczyszczania, zmiany paliwa, zakupu lub przeniesienia uprawnień do emisji w celu umożliwienia dalszego korzystania z węgla o wysokiej zawartości siarki, wycofania jednostek z eksploatacji, lub ograniczenia wykorzystania jednostek i zastąpienia mocy z innego źródła.
Opóźnienia w przyznawaniu kredytów bonusowych za „wczesne oczyszczanie” i planowanie pierwszej aukcji uprawnień do emisji w marcu 1993 roku skutecznie usunęły te zachęty z rzeczywistego procesu podejmowania decyzji dotyczących zgodności z przepisami przez większość przedsiębiorstw energetycznych. Ze względu na czas potrzebny na zbudowanie sprzętu do kontroli zanieczyszczeń powietrza, zobowiązania finansowe i umowne dotyczące płuczek musiały być podjęte do lata 1992 roku, jeśli modyfikacje elektrowni miały być uruchomione na czas, aby spełnić nowe normy w 1995 roku. Tak więc decyzje musiały zostać podjęte zanim znana była cena i przydział uprawnień do emisji. W związku z tym większość projektów dotyczących płuczek, mających na celu dotrzymanie terminu 1995 roku, była już na zaawansowanym etapie realizacji jesienią 1992 roku.
WindfallsEdit
Z 261 jednostek w 110 lokalizacjach elektrowni, których dotyczyły ograniczenia emisji fazy I, pięć było opalanych olejem, pięć jednostek opalanych węglem zostało wycofanych z eksploatacji, a jedna jednostka opalana węglem została umieszczona w stanie zimnej gotowości przed uchwaleniem przepisów w 1990 roku. Te 6 nieaktywnych jednostek węglowych było ustawowymi odbiorcami łącznie 36 020 ton uprawnień do emisji dwutlenku siarki w fazie I.
Ten rynkowy zysk został oszacowany przez Departament Energii USA (DOE) w 1991 roku na wartość 665 do 736 dolarów za tonę, w sumie 23,9 do 26,5 miliona dolarów. Jednakże rzeczywiste zakupy uprawnień do emisji w 1992 roku zostały zgłoszone po cenie niższej niż oczekiwana, wynoszącej 300 dolarów za tonę. Uprawnienia sprzedane na aukcji w marcu 1993 r. sprzedano po cenie od 122 do 450 USD za tonę, co zmniejszyło nadzwyczajny zysk z tych uprawnień do 4,4 do 16,2 mln USD. W międzyczasie właściciele jednego z bloków wycofanych z eksploatacji w 1985 roku, Des Moines Energy Center o mocy 119 MWe, otrzymali 93 miliony dolarów z funduszy DOE na projekt Clean Coal Technology, mający na celu ponowne zasilenie go węglową jednostką spalania z ciśnieniowym złożem fluidalnym o mocy 70 MWe, dzięki czemu w 1996 roku został on ponownie włączony do produkcji.
Lokalizacja jednostek wytwórczychEdit
Wyłączając te 11 jednostek, 250 czynnych jednostek węglowych w 105 zakładach w 21 stanach podlegało w 1995 roku redukcji emisji dwutlenku siarki w fazie I. Stany posiadające największą liczbę jednostek wytwórczych objętych wymaganiami Fazy I to: Ohio (40), Indiana (37), Pennsylvania (21), Georgia (19), Tennessee (19), Kentucky (17), Illinois (17), Missouri (16) i West Virginia (14). Łącznie jednostki fazy I stanowiły 20% z 1250 działających w USA w 1990 roku jednostek wytwórczych opalanych węglem kamiennym.
Te 250 jednostek miało w 1990 roku letnią szczytową zdolność wytwórczą wynoszącą 79 162 MWe, przy średniej 317 MWe/jednostkę. Moc ta stanowiła około 27% mocy zainstalowanej w lecie w elektrowniach węglowych i około 11,5% całkowitej mocy zainstalowanej w lecie w USA w 1990 roku. Około 207 milionów ton, prawie 90% węgla zakupionego przez elektrownie w fazie I w 1990 roku, wyprodukowało emisje dwutlenku siarki przekraczające wskaźnik emisji z 1995 roku wynoszący 2,5 lbs/mm Btu przy braku urządzeń do kontroli zanieczyszczeń.
Wiek ma znaczenieEdit
Wiek 250 jednostek węglowych w fazie I wahał się od 17 do 46 lat, kiedy normy weszły w życie, ze średnią 34 lat. W 1995 roku 111 aktywnych jednostek fazy I (23%) miało 35 lat lub więcej, a tylko 8 (6%) miało mniej niż 20 lat. Średni wiek 35 bloków węglowych wycofanych z eksploatacji w latach 1988-1991 wynosił 44,6 lat, z przedziałem 14-74 lat. Wielkość tych jednostek wahała się od 1-107 MWe mocy letniej. Kilka z nich przez wiele lat przed wycofaniem pozostawało w stanie gotowości (np. były dostępne do użytku podczas regularnych planowych wyłączeń innych jednostek w celu przeprowadzenia remontu). Około połowa z nich (często starsze) była przystosowana do współspalania z gazem ziemnym lub olejem opałowym i w razie potrzeby mogła być eksploatowana z wykorzystaniem tych paliw zamiast węgla.
Zarówno liczba, jak i średni wiek bloków węglowych wycofanych z eksploatacji znacznie wzrosły w latach 1988-1991, co wskazuje na to, że przedsiębiorstwa usuwały ze stanu gotowości bardzo stare jednostki, których wykorzystania już się nie spodziewały, unikając w ten sposób kosztów remontów niezbędnych do utrzymania ich w gotowości. Dla porównania, 6 bloków węglowych fazy I wycofanych z eksploatacji przed 1990 rokiem miało od 21 do 35 lat w momencie wycofania, a średnia wieku wynosiła 31 lat.
Wiek tych jednostek był istotny z kilku powodów. Wszystkie jednostki fazy I zostały zbudowane lub były w trakcie budowy w momencie uchwalenia Ustawy o Czystym Powietrzu z 1977 roku, a wszystkie z wyjątkiem ośmiu zostały zbudowane lub były w trakcie budowy w momencie uchwalenia Ustawy z 1970 roku. W konsekwencji, jednostki te zostały zbudowane, kiedy koszty pracy były znacznie niższe niż w latach 90-tych i uniknęły one poważnych inwestycji w sprzęt do kontroli zanieczyszczeń. W latach dziewięćdziesiątych jednostki te były często jednymi z najmniej kosztownych w przeliczeniu na megawatogodzinę wyprodukowanej energii spośród wszystkich jednostek eksploatowanych przez ich właścicieli. W porównaniu z innymi elektrowniami w systemie przedsiębiorstwa użyteczności publicznej, jednostki te stanowiły zachętę dla ich właścicieli do maksymalizacji czasu pracy, minimalizacji przestojów na naprawy lub modernizację oraz minimalizacji dalszych inwestycji kapitałowych w te jednostki.
Ponieważ kapitał w takich elektrowniach jest zwykle amortyzowany przez 20-30 lat, inwestycje w większości z nich zostały w pełni odzyskane do 1995 roku. Uzasadnienie dużych dodatkowych inwestycji kapitałowych w elektrowniach, których pozostały okres eksploatacji może wynosić 10 lat lub mniej, bez konieczności przebudowy kotłów, jest często trudne. Ponadto, ponieważ duże jednostki wytwórcze opalane węglem zazwyczaj osiągają najwyższą sprawność operacyjną i sprawność spalania w ciągu pierwszych trzech lat eksploatacji, a następnie stopniowo zmniejszają ją przez cały okres swojego istnienia, te stare elektrownie były jednymi z najbrudniejszych źródeł zanieczyszczenia powietrza w przemyśle elektroenergetycznym. Były one w stanie działać przez wiele lat bez znacznego zmniejszenia emisji, gdy inne zakłady były zobowiązane do zainstalowania „najlepszych dostępnych” urządzeń kontroli zanieczyszczeń powietrza zgodnie z poprawkami do ustawy o czystym powietrzu z 1977 r.
NiepewnośćEdit
Substantial uncertaintainties konfrontowane przedsiębiorstwa energetyczne podczas planowania strategii zgodności. Należały do nich: przyszła cena i dostępność paliw; wartość uprawnień do emisji i funkcjonowanie rynków tych uprawnień; sposób, w jaki stanowe komisje ds. przedsiębiorstw użyteczności publicznej i Urząd Skarbowy rozdzielą koszty oczyszczania lub zmiany paliw oraz wartość uprawnień do emisji; wytyczne dotyczące rachunkowości, zmiany w międzystanowych umowach masowej sprzedaży energii elektrycznej oraz możliwa interwencja Federalnej Komisji Regulacji Energetyki w międzystanowe transfery uprawnień do emisji przez wielostanowe spółki holdingowe. Duże obawy budziły również zmiany w konkurencyjności różnych technologii wytwarzania i kontroli zanieczyszczeń, niezliczone nowe działania regulacyjne wymagane przez Clean Air Act oraz możliwość wprowadzenia nowych przepisów ograniczających emisję dwutlenku węgla, nakładających podatek od emisji dwutlenku węgla lub od zużycia Btu. Ostateczna reguła rozwiewająca pewne wątpliwości dotyczące ciągłego monitorowania emisji, wymagań dotyczących pozwoleń i działania systemu uprawnień do emisji została wydana dopiero w styczniu 1993 roku, długo po tym, jak trzeba było opracować strategie zgodności i podjąć główne decyzje inwestycyjne.
W tym kontekście od kierownictwa zakładów energetycznych wymagano podejmowania decyzji inwestycyjnych angażujących miliony dolarów w dłuższych okresach. Jak podsumował jeden z menedżerów przedsiębiorstwa użyteczności publicznej: „Poważne decyzje muszą być podejmowane bez odpowiednich informacji lub nawet możliwości uzyskania odpowiednich informacji”. Na przykład, po długotrwałych zmaganiach z udziałem Ohio Public Utilities Commission, Ohio Office of Consumer’s Counsel, klientów przemysłowych, Ohio Sierra Club i United Mine Workers w należących do American Electric Power Company kopalniach węgla o wysokiej zawartości siarki, oczekiwano, że budowa płuczek przez AEP w jej dwóch blokach o mocy 2600 MWe w elektrowni Gavin w Ohio będzie kosztować około 835 milionów dolarów, redukując emisję dwutlenku siarki o 95%. W lutym 1993 roku AEP wciąż nie była pewna, czy Komisja Użyteczności Publicznej stanu Ohio zezwoli jej na przeniesienie kredytów emisyjnych z oczyszczalni w Gavin do jednostek fazy I w innych stanach. Tak więc znaczne zobowiązania finansowe musiały zostać podjęte na podstawie najlepszych osądów planistów i rozpoczęto budowę przy braku ostatecznych informacji lub ostatecznych zatwierdzeń regulacyjnych.
Innowacje w kontraktach na dostawy węglaEdit
Ryzyko związane z taką niepewnością stymulowało innowacje w kontraktach na zakup węgla przez przedsiębiorstwa energetyczne. Na rynku nabywcy, przedsiębiorstwa renegocjowały stare kontrakty i podpisywały nowe, zawierające szereg postanowień mających na celu zarządzanie ryzykiem i zwiększenie elastyczności przy podejmowaniu przyszłych decyzji. Na przykład, Ohio Edison podpisało pod koniec 1991 roku kontrakty typu „high/low” z trzema dostawcami węgla. Zgodnie z tymi umowami, przedsiębiorstwo mogło zdecydować się na zmianę zakupów z węgla o wysokiej zawartości siarki na węgiel o niskiej zawartości siarki produkowany przez tego samego dostawcę. Dostawca zachował możliwość dalszego dostarczania węgla o wysokiej zawartości siarki zamiast węgla o niskiej zawartości siarki, jeśli dostarczył wystarczającą ilość uprawnień do emisji, aby węgiel ten mógł być spalany bez kary. W takim przypadku dostawca płacił za uprawnienia, a przedsiębiorstwo energetyczne płaciło cenę umowną za węgiel o niższej zawartości siarki.
Dodatkowe innowacyjne warunki rozważanych umów wiązałyby premie i kary płacone za węgiel o różnych poziomach zawartości siarki ze zmianami w cenie rynkowej uprawnień do emisji dwutlenku siarki; handel uprawnieniami do emisji na rzecz dostawców węgla jako częściową zapłatę za węgiel o niskiej zawartości siarki; lub ustanowienie większych różnic w ilości i cenach dla różnych jakości węgla w ramach jednej umowy. Spółka AMAX Energy zakupiła nieujawnioną liczbę uprawnień do emisji od Long Island Lighting Company, które, jak twierdzi, będzie oferować w pakietach ze swoimi kontraktami na węgiel i gaz ziemny. W ten sposób dostawcy węgla zaczęli uczestniczyć wraz z przedsiębiorstwami energetycznymi jako nabywcy i sprzedawcy zbywalnych uprawnień do emisji dwutlenku siarki.
.