O componente do Programa de Chuva Ácida baseado no mercado de SO2 foi concebido para permitir aos serviços públicos adoptar a estratégia mais rentável para reduzir as emissões de SO2. Cada licença de operação do Programa de Chuva Ácida delineia requisitos específicos e opções de conformidade escolhidas por cada fonte. As empresas de serviços públicos afetadas também foram obrigadas a instalar sistemas que monitoram continuamente as emissões de SO2, NOx e outros poluentes relacionados, a fim de acompanhar o progresso, garantir a conformidade e dar credibilidade ao componente de comercialização do programa. Os dados de monitoramento são transmitidos diariamente à EPA via sistemas de telecomunicações.
As estratégias de conformidade com os controles de qualidade do ar têm sido componentes principais do planejamento e operações das concessionárias de energia elétrica desde meados dos anos 70, afetando a escolha de combustíveis, tecnologias e locais para a construção de novas capacidades de geração. As estratégias de utilidades para o cumprimento das novas normas de dióxido de enxofre incluíram uma mistura de opções com custos financeiros variáveis:
- sever as tecnologias existentes e novas de purificação de gases de empilhamento e carvão limpo;
- switching to all, ou mistura de carvão com alto teor de enxofre com carvão com baixo teor de enxofre;
- switching to all natural gas, ou mistura de carvão com gás natural;
- “trimming”, ou redução das horas anuais de utilização da usina;
- retirada de unidades antigas;
- alimentação de unidades existentes com novas caldeiras a carvão ou sem carvão;
- compra ou transferência de licenças de emissão de outras unidades;
- aumento da gestão e conservação do lado da procura; ou
- compra de energia a granel a outras empresas de serviços públicos ou geradores sem serviços públicos a unidades que utilizam carvão ou outros combustíveis.
A limpeza do carvão pode ocorrer em combinação com outras ações, como esfregar, ou misturar carvões com teor variável de enxofre, mas as concessionárias geralmente preferem que os fornecedores de carvão suportem os custos das operações de limpeza. Alguns observadores estimaram que 20% a 30% do enxofre pode ser removido através de limpeza ou mistura de carvão, e 50% a 70% retirado com equipamentos de controle de emissões.
Para a Fase II as opções foram numerosas, mas para a Fase I elas foram limitadas pelo tempo disponível para implementar uma decisão. Porque leva 3-5 anos para projetar e construir um purificador em uma unidade a carvão existente, e mais tempo para repotenciar ou construir uma nova instalação (por exemplo 6-11 anos para o carvão, 10-14 anos para as unidades nucleares), as opções de decisão de utilidades elétricas para as usinas da Fase I foram limitadas à lavagem, troca de combustíveis, compra ou transferência de licenças de emissão para permitir o uso contínuo de carvão com alto teor de enxofre, aposentadoria de unidades, ou utilização de unidades de corte e substituição de capacidade de outra fonte.
Atrasos na alocação de créditos de bônus de “lavagem antecipada” e na programação do primeiro leilão de licenças de emissão em março de 1993 efetivamente removeram esses incentivos da tomada de decisão de conformidade real da maioria das utilidades elétricas. Devido ao tempo necessário para construir equipamentos de controle da poluição do ar, os compromissos financeiros e contratuais com os depuradores tiveram que ser assumidos até o verão de 1992 para que as modificações da planta estivessem operacionais a tempo de atender aos novos padrões em 1995. Assim, as decisões tinham de ser tomadas antes de se conhecer o preço e a atribuição das licenças de emissão. Conseqüentemente, a maioria dos projetos de depuradores para cumprir o prazo de 1995 estava bem encaminhada no outono de 1992.
WindfallsEdit
Das 261 unidades em 110 locais de planta afetados pelas limitações de emissão da Fase I, cinco eram a óleo, cinco unidades a carvão foram aposentadas e uma unidade a carvão foi colocada em estado de espera a frio antes da aprovação da legislação em 1990. As 6 unidades inativas carboníferas foram beneficiadas por lei com um total de 36.020 toneladas de permissões de emissão de dióxido de enxofre da Fase I.
Este lucro inesperado foi estimado pelo Departamento de Energia dos EUA (DOE) em 1991 como sendo de $665 a $736 por tonelada, totalizando $23,9 a $26,5 milhões. No entanto, as compras reais de licenças de emissão em 1992 foram reportadas a um preço inferior ao esperado de $300 por tonelada. As licenças leiloadas em março de 1993 foram vendidas por US$122 a US$450 por tonelada, reduzindo os ganhos dessas licenças para US$4,4 a US$16,2 milhões. Entretanto, os proprietários de uma unidade aposentada em 1985, o Centro de Energia 119 MWe Des Moines, recebeu $93 milhões em fundos do DOE para um projeto de Tecnologia de Carvão Limpo para repotenciação com uma unidade de combustão de leito fluidizado a carvão de 70 MWe pressurizado, trazendo-a de volta à produção em 1996.
Localização das unidades geradorasEditar
Excluindo essas 11 unidades, 250 unidades ativas a carvão em 105 usinas em 21 estados foram sujeitas à Fase I de redução de emissões de dióxido de enxofre em 1995. Os estados com o maior número de unidades geradoras afetadas pelos requisitos da Fase I foram: Ohio (40), Indiana (37), Pennsylvania (21), Georgia (19), Tennessee (19), Kentucky (17), Illinois (17), Missouri (16) e West Virginia (14). Juntas, as unidades da Fase I representaram 20% das 1.250 unidades geradoras operáveis a carvão nos EUA em 1990.
Estas 250 unidades tinham uma capacidade de geração de pico de verão de 79.162 MWe em 1990, com uma média de 317 MWe/unidade. Esta capacidade representava cerca de 27% da capacidade instalada de geração de verão a carvão, e cerca de 11,5% da capacidade total de geração de verão instalada nos EUA em 1990. Cerca de 207 milhões de toneladas, quase 90% do carvão adquirido pelas plantas da Fase I em 1990, produziram emissões de dióxido de enxofre que excederam a taxa de emissões de 1995 de 2,5 lbs/mm Btu, utilizando nenhum equipamento de controle de poluição.
Questões de idadeEditar
A idade das 250 unidades de carvão da Fase I variava de 17 a 46 anos quando as normas entraram em vigor, com uma média de 34 anos. Em 1995, 111 unidades ativas da Fase I (23%) tinham 35 anos de idade ou mais, e apenas 8 (6%) tinham menos de 20 anos. A idade média de 35 unidades a carvão reformadas durante 1988-1991 era de 44,6 anos, com uma média de 14-74 anos. Estas unidades variavam em tamanho entre 1-107 MWe capacidade de verão. Várias unidades tinham estado em standby (por exemplo, disponíveis para uso durante interrupções regulares de outras unidades para manutenção) durante muitos anos antes da aposentadoria. Cerca de metade (muitas vezes as unidades mais antigas) foram projetadas para “cofiar” com gás natural ou óleo combustível, e podiam ser operadas usando esses combustíveis em vez de carvão se desejado.
Bambos o número e a idade média das unidades a carvão reformadas aumentaram substancialmente de 1988 a 1991, indicando que as concessionárias estavam removendo unidades muito antigas do status disponível que não esperavam mais usar, evitando assim os custos de manutenção necessários para mantê-las em standby. Para comparação, as unidades de carvão 6 Fase I de carvão aposentadas antes de 1990 variavam em idade entre 21-35 anos quando retiradas de serviço, com média de 31 anos.
A idade destas unidades era significativa por várias razões. Todas as unidades da Fase I foram construídas ou estavam em construção quando a Lei do Ar Limpo de 1977 foi promulgada, e todas, exceto oito, foram construídas ou estavam em construção quando a Lei de 1970 foi promulgada. Consequentemente, essas unidades foram construídas quando os custos de mão-de-obra eram significativamente menores do que na década de 1990, e evitaram grandes investimentos em equipamentos de controle da poluição. Na década de 1990, essas unidades estavam frequentemente entre as menos caras entre as operadas pelos seus respectivos proprietários, em termos de custo por megawatt-hora de energia produzida. Em comparação com outras usinas do sistema de uma empresa de serviços públicos, essas unidades forneciam incentivos para que seus proprietários maximizassem o tempo de operação, minimizassem o tempo parado para reparos ou retroajustes e minimizassem mais investimentos de capital nelas.
Porque o capital nessas usinas é tipicamente amortizado ao longo de 20-30 anos, os investimentos na maioria delas foram totalmente recuperados até 1995. Justificar grandes investimentos de capital adicionais em plantas que podem ter uma vida útil remanescente de 10 anos ou menos, na ausência de reconstrução de caldeiras, é muitas vezes difícil. Além disso, como as grandes unidades geradoras a carvão tendem a atingir os picos de eficiência operacional e de combustão durante os três primeiros anos de operação, diminuindo gradualmente depois ao longo de sua vida útil, essas usinas antigas estavam entre as fontes mais sujas de poluição do ar na indústria de utilidades elétricas. Elas foram capazes de operar por muitos anos sem reduzir substancialmente as emissões, quando outras usinas foram obrigadas a instalar os “melhores equipamentos disponíveis” de controle da poluição do ar, de acordo com as Emendas à Lei de Ar Limpo de 1977.
IncertezasEditar
As incertezas substanciais enfrentadas pelas concessionárias de energia elétrica ao planejar estratégias de conformidade. Estas incluíam o preço futuro e disponibilidade de combustíveis; o valor das licenças de emissão e operação dos mercados para elas; a maneira pela qual as comissões dos serviços públicos estaduais e a Receita Federal alocariam os custos de lavagem ou troca de combustíveis e o valor das licenças de emissão; diretrizes contábeis, revisões dos contratos de venda de energia a granel interestaduais e possível intervenção da Comissão Reguladora Federal de Energia em transferências interestaduais de licenças de emissão por empresas holdings multiestaduais. As mudanças na competitividade de várias tecnologias de geração e controle da poluição; uma miríade de novas regras que tornam as ações exigidas pela Lei do Ar Limpo; e a possibilidade de nova legislação limitando as emissões de dióxido de carbono, impondo um imposto sobre as emissões de carbono, ou sobre o uso de Btu, também foram de grande preocupação. Uma regra final, que aliviou alguma incerteza sobre o monitoramento contínuo das emissões, requisitos de licenças e operação do sistema de licenças de emissão, só foi emitida em janeiro de 1993, bem depois que estratégias de conformidade tiveram que ser desenvolvidas e grandes decisões de investimento tomadas.
Nesse contexto, os executivos das concessionárias foram obrigados a tomar decisões de investimento comprometendo milhões de dólares durante períodos longos. Como resumido por um gerente de concessionárias: “As grandes decisões devem ser tomadas sem informação adequada ou mesmo a capacidade de obter informação adequada.” Por exemplo, após uma longa luta envolvendo a Ohio Public Utilities Commission, o Ohio Office of Consumer’s Counsel, clientes industriais, o Ohio Sierra Club, e os trabalhadores das minas da United Mine Workers at American Electric Power Company’s affiliada Meigs high-sulfur coal mines, a construção de lavadores pela AEP em suas duas unidades, 2.600 MWe Gavin plant em Ohio, deveriam custar cerca de US$ 835 milhões, reduzindo em 95% as emissões de dióxido de enxofre. Em fevereiro de 1993, a AEP ainda não tinha certeza se seria permitido pela Comissão de Serviços Públicos de Ohio transferir créditos de emissões do garimpo de Gavin para unidades de Fase I em outros estados. Assim, compromissos financeiros substanciais tiveram que ser feitos com base nos melhores julgamentos dos planejadores e construtores de utilidades iniciados na ausência de informações definitivas ou aprovações regulamentares finais.
Inovações em contratos de fornecimento de carvãoEditar
Os riscos associados a tal incerteza estimularam a inovação nos contratos de compra de carvão pelas concessionárias de energia elétrica. Em um mercado comprador, as concessionárias renegociaram contratos antigos e assinaram novos contratos com uma variedade de provisões projetadas para gerenciar riscos e aumentar a flexibilidade para decisões futuras. Por exemplo, Ohio Edison assinou contratos “alto/baixo” no final de 1991 com três fornecedores de carvão. Ao abrigo destes acordos, a empresa poderia optar por transferir as compras de carvão com alto teor de enxofre para carvão com baixo teor de enxofre produzido pelo mesmo fornecedor. O fornecedor manteve a opção de continuar a enviar carvão com alto teor de enxofre em vez de carvão com baixo teor de enxofre se fornecesse licenças de emissão suficientes para que este carvão pudesse ser queimado sem penalidades. Neste caso, o fornecedor pagou pelas permissões, e a concessionária pagou o preço do contrato por carvão com baixo teor de enxofre.
Adicionais termos de contrato inovadores em consideração ligariam os prêmios de preço e penalidades pagas pelo carvão com diferentes níveis de teor de enxofre a mudanças no preço de mercado das permissões de emissão de dióxido de enxofre; trocas de permissões de emissão a fornecedores de carvão como pagamento parcial por carvão com baixo teor de enxofre; ou estabelecer variações maiores em quantidade e preços para diferentes qualidades de carvão em um único contrato. A AMAX Energy adquiriu um número não revelado de permissões de emissão da Long Island Lighting Company, que disse que ofereceria em pacotes com seus contratos de carvão e gás natural. Assim, os fornecedores de carvão começaram a participar junto com as concessionárias de energia elétrica como compradores e vendedores de permissões de emissão de dióxido de enxofre comercializáveis.