Componenta de comercializare a cotelor de SO2 bazată pe piață a Programului privind ploile acide a fost menită să permită utilităților să adopte cea mai rentabilă strategie de reducere a emisiilor de SO2. Fiecare autorizație de funcționare a Programului Acid Rain prezintă cerințele specifice și opțiunile de conformare alese de fiecare sursă. Companiile de utilități afectate au fost, de asemenea, obligate să instaleze sisteme care să monitorizeze în permanență emisiile de SO2, NOx și alți poluanți înrudiți, pentru a urmări progresul, a asigura conformitatea și a conferi credibilitate componentei de comercializare a programului. Datele de monitorizare sunt transmise zilnic către EPA prin intermediul sistemelor de telecomunicații.
Strategiile de conformare cu controalele de calitate a aerului au fost componente majore ale planificării și operațiunilor utilităților electrice încă de la jumătatea anilor 1970, afectând alegerea combustibililor, a tehnologiilor și a locațiilor pentru construcția de noi capacități de generare. Strategiile utilităților pentru respectarea noilor standarde privind dioxidul de sulf au inclus o combinație de opțiuni cu costuri financiare diferite:
- diverse tehnologii existente și noi de spălare a gazelor de coș și tehnologii curate de cărbune;
- trecerea la cărbune cu conținut ridicat de sulf sau amestecul de cărbune cu conținut ridicat de sulf cu cărbune cu conținut scăzut de sulf;
- trecerea la gaz natural sau utilizarea în comun a cărbunelui și a gazului natural;
- „tunderea” sau reducerea numărului anual de ore de utilizare a centralei;
- reînnoirea unităților vechi;
- reîncărcarea unităților existente cu noi cazane pe cărbune sau fără cărbune;
- achiziționarea sau transferul cotelor de emisii de la alte unități;
- creșterea gestionării și conservării cererii; sau
- achiziționarea de energie în vrac de la alte utilități sau de la generatori din afara utilităților de la unități care utilizează cărbune sau alți combustibili.
O anumită curățare a cărbunelui poate avea loc în combinație cu alte acțiuni, cum ar fi spălarea sau amestecarea cărbunilor cu conținut diferit de sulf, dar utilitățile preferă, în general, ca furnizorii de cărbune să suporte costurile operațiunilor de curățare. Unii observatori au estimat că 20% – 30% din sulf poate fi eliminat prin curățarea sau amestecarea cărbunelui, iar 50%-70% poate fi eliminat cu ajutorul echipamentelor de control al emisiilor.
Pentru conformitatea în faza a II-a, opțiunile au fost numeroase, dar pentru faza I ele au fost limitate de timpul disponibil pentru punerea în aplicare a unei decizii. Deoarece este nevoie de 3-5 ani pentru a proiecta și a construi un epurator la o unitate existentă pe cărbune, și de mai mult timp pentru a retehnologiza sau a construi o nouă instalație (de ex, 6-11 ani pentru cărbune, 10-14 ani pentru unitățile nucleare), opțiunile de decizie ale furnizorilor de energie electrică pentru instalațiile din faza I au fost limitate la epurare, schimbarea combustibililor, achiziționarea sau transferul certificatelor de emisii pentru a permite utilizarea în continuare a cărbunelui cu conținut ridicat de sulf, scoaterea la pensie a unităților sau reducerea utilizării unităților și înlocuirea capacității de la o altă sursă.
Târzierile în alocarea creditelor bonus de „epurare timpurie” și programarea primei licitații a certificatelor de emisii în martie 1993 au eliminat efectiv aceste stimulente din procesul de luare a deciziilor reale de conformare a majorității furnizorilor de energie electrică. Din cauza timpului necesar pentru a construi echipamente de control al poluării aerului, angajamentele financiare și contractuale pentru epuratoare trebuiau să fie luate până în vara anului 1992 dacă se dorea ca modificările aduse instalațiilor să fie operaționale la timp pentru a respecta noile standarde în 1995. Astfel, deciziile trebuiau luate înainte ca prețul și alocarea cotelor de emisii să fie cunoscute. În consecință, cele mai multe proiecte de epurare pentru a respecta termenul limită din 1995 erau deja în curs de realizare în toamna anului 1992.
Câștiguri neprevăzuteEdit
Din cele 261 de unități din 110 centrale afectate de limitările de emisii din faza I, cinci erau alimentate cu petrol, cinci unități alimentate cu cărbune au fost retrase, iar o unitate alimentată cu cărbune a fost plasată în stare de așteptare la rece înainte de adoptarea legislației în 1990. Cele 6 unități inactive alimentate cu cărbune au fost beneficiarii statutari ai unui total de 36.020 de tone de certificate de emisii de dioxid de sulf din Faza I.
Acest beneficiu comercializabil a fost estimat de către Departamentul de Energie al SUA (DOE) în 1991 la o valoare cuprinsă între 665 și 736 de dolari pe tonă, totalizând 23,9 și 26,5 milioane de dolari. Cu toate acestea, achizițiile efective de certificate de emisii în 1992 au fost raportate la un preț mai mic decât cel preconizat, de 300 de dolari pe tonă. Cotele scoase la licitație în martie 1993 s-au vândut la un preț cuprins între 122 și 450 de dolari pe tonă, ceea ce a redus câștigul neașteptat din aceste cote la 4,4-16,2 milioane de dolari. Între timp, proprietarii unei unități scoase la pensie în 1985, Des Moines Energy Center, de 119 MWe, au primit 93 de milioane de dolari din fondurile DOE pentru un proiect Clean Coal Technology în vederea retehnologizării cu o unitate de ardere în pat fluidizat presurizat pe cărbune de 70 MWe, care a fost repusă în producție în 1996.
Localizarea unităților generatoareEdit
Excluzând aceste 11 unități, 250 de unități active pe cărbune de la 105 centrale din 21 de state au fost supuse reducerii emisiilor de dioxid de sulf în faza I în 1995. Statele care au avut cel mai mare număr de unități generatoare afectate de cerințele fazei I au fost: Ohio (40), Indiana (37), Pennsylvania (21), Georgia (19), Tennessee (19), Kentucky (17), Illinois (17), Missouri (16) și Virginia de Vest (14). Împreună, unitățile din Faza I reprezentau 20% din cele 1.250 de unități generatoare pe bază de cărbune funcționale din SUA în 1990.
Aceste 250 de unități aveau o capacitate de producție de vârf de vară de 79.162 MWe în 1990, cu o medie de 317 MWe/unitate. Această capacitate a reprezentat aproximativ 27% din capacitatea instalată de vară a instalațiilor pe cărbune și aproximativ 11,5% din capacitatea totală de producție de vară instalată în SUA în 1990. Aproximativ 207 milioane de tone, adică aproape 90% din cărbunele achiziționat de centralele din faza I în 1990, au produs emisii de dioxid de sulf care au depășit rata de emisie din 1995 de 2,5 lbs/mm Btu, fără a utiliza echipamente de control al poluării.
Vârsta conteazăEdit
Vârsta celor 250 de unități pe cărbune din faza I a variat de la 17 la 46 de ani la data intrării în vigoare a standardelor, cu o medie de 34 de ani. În 1995, 111 unități active din Faza I (23%) aveau o vârstă de 35 de ani sau mai mult și doar 8 (6%) aveau mai puțin de 20 de ani. Vârsta medie a celor 35 de unități pe cărbune scoase din funcțiune în perioada 1988-1991 a fost de 44,6 ani, cu un interval de 14-74 ani. Aceste unități aveau o capacitate de vară cuprinsă între 1-107 MWe. Câteva dintre ele au fost în așteptare (de exemplu, disponibile pentru a fi utilizate în timpul întreruperilor programate în mod regulat ale altor unități pentru întreținere) timp de mulți ani înainte de a fi scoase din funcțiune. Aproximativ jumătate (de multe ori unitățile mai vechi) au fost proiectate pentru a fi „cocombustite” cu gaze naturale sau păcură și ar putea fi exploatate folosind acești combustibili în locul cărbunelui, dacă se dorește.
Atât numărul, cât și vârsta medie a unităților pe cărbune scoase din funcțiune au crescut substanțial între 1988 și 1991, ceea ce indică faptul că societățile de utilități scoteau din starea de disponibilitate unități foarte vechi pe care nu se așteptau să le mai folosească, evitând astfel costurile de întreținere necesare pentru a le menține în așteptare. Pentru comparație, cele 6 unități pe cărbune din Faza I retrase înainte de 1990 aveau o vârstă cuprinsă între 21 și 35 de ani atunci când au fost scoase din funcțiune, cu o medie de 31 de ani.
Vârsta acestor unități a fost semnificativă din mai multe motive. Toate unitățile din Faza I erau fie construite, fie în curs de construcție când a fost promulgată Legea privind aerul curat din 1977 și toate, cu excepția a opt, erau construite sau în curs de construcție când a fost promulgată Legea din 1970. În consecință, aceste unități au fost construite când costurile forței de muncă erau semnificativ mai mici decât în anii ’90 și au evitat investițiile majore în echipamente de control al poluării. În anii ’90, aceste unități se numărau adesea printre cele mai puțin costisitoare dintre cele exploatate de proprietarii lor respectivi, în ceea ce privește costul pe megawatt-oră de energie produsă. În comparație cu alte centrale de pe un sistem al unei companii de utilități, aceste unități au oferit stimulente proprietarilor lor pentru a maximiza timpul de funcționare, pentru a minimiza timpul de nefuncționare pentru reparații sau modernizare și pentru a minimiza alte investiții de capital în ele.
Pentru că capitalul în astfel de centrale este de obicei amortizat pe o perioadă de 20-30 de ani, investițiile în cele mai multe dintre ele au fost complet recuperate până în 1995. Justificarea unor investiții de capital suplimentare mari în centrale care pot avea o durată de viață utilă rămasă de 10 ani sau mai puțin, în absența reconstrucției cazanelor, este adesea dificilă. Mai mult, deoarece unitățile mari de generare a energiei pe bază de cărbune tind să atingă un randament maxim de funcționare și de ardere în primii trei ani de funcționare, scăzând apoi treptat de-a lungul duratei lor de viață, aceste centrale vechi au fost printre cele mai murdare surse de poluare a aerului din industria utilităților electrice. Ele au putut funcționa timp de mulți ani fără a reduce substanțial emisiile, atunci când altor centrale li s-a cerut să instaleze „cel mai bun echipament disponibil” de control al poluării aerului, în conformitate cu Clean Air Act Amendments of 1977.
IncertitudiniEdit
Incertitudini substanțiale cu care s-au confruntat utilitățile electrice atunci când au planificat strategiile de conformare. Printre acestea se numărau prețul și disponibilitatea viitoare a combustibililor; valoarea certificatelor de emisii și funcționarea piețelor pentru acestea; modul în care comisiile de utilități publice de stat și Internal Revenue Service vor aloca costurile de spălare sau de schimbare a combustibililor și valoarea certificatelor de emisii; orientările contabile, revizuirile contractelor interstatale de vânzare în masă a energiei electrice și posibila intervenție a Comisiei Federale de Reglementare a Energiei în transferurile interstatale de certificate de emisii de către holdingurile multi-statale. Modificările în ceea ce privește competitivitatea diferitelor tehnologii de generare și de control al poluării; o multitudine de noi acțiuni de elaborare a regulilor impuse de Clean Air Act; și posibilitatea unei noi legislații care să limiteze emisiile de dioxid de carbon, să impună o taxă pe emisiile de dioxid de carbon sau pe utilizarea BTU au fost, de asemenea, motive de mare îngrijorare. O normă finală care a atenuat unele incertitudini privind monitorizarea continuă a emisiilor, cerințele de autorizare și funcționarea sistemului de cote de emisii a fost emisă abia în ianuarie 1993, mult după ce trebuiau elaborate strategii de conformare și luate decizii majore de investiții.
În acest context, directorii de utilități au fost nevoiți să ia decizii de investiții angajând milioane de dolari pe perioade îndelungate. După cum a fost rezumat de un manager de utilități: „Deciziile majore trebuie să fie luate fără informații adecvate sau chiar fără posibilitatea de a obține informații adecvate”. De exemplu, după o luptă îndelungată în care au fost implicați Ohio Public Utilities Commission, Ohio Office of Consumer’s Counsel, clienți industriali, Ohio Sierra Club și United Mine Workers la minele de cărbune cu conținut ridicat de sulf ale filialei Meigs a American Electric Power Company, construcția de epuratoare de către AEP la centrala sa Gavin din Ohio, cu două unități de 2.600 MWe, ar fi trebuit să coste aproximativ 835 de milioane de dolari, reducând emisiile de dioxid de sulf de acolo cu 95%. În februarie 1993, AEP nu era încă sigură dacă va fi autorizată de către Comisia de Utilități Publice din Ohio să transfere credite de emisii de la epurarea de la Gavin la unități din faza I din alte state. Astfel, angajamente financiare substanțiale au trebuit să fie făcute pe baza celor mai bune judecăți ale planificatorilor de utilități și construcția a început în absența unor informații definitive sau a unor aprobări finale de reglementare.
Inovații în contractele de furnizare a cărbuneluiEdit
Riscurile asociate unei astfel de incertitudini au stimulat inovația în contractele de cumpărare a cărbunelui de către utilitățile electrice. Pe o piață a cumpărătorilor, companiile de utilități au renegociat contractele vechi și au semnat contracte noi cu o varietate de prevederi menite să gestioneze riscurile și să crească flexibilitatea pentru decizii viitoare. De exemplu, Ohio Edison a semnat contracte „high/low” la sfârșitul anului 1991 cu trei furnizori de cărbune. În cadrul acestor acorduri, compania de utilități putea alege să schimbe achizițiile de la cărbune cu conținut ridicat de sulf la cărbune cu conținut scăzut de sulf produs de același furnizor. Furnizorul și-a păstrat opțiunea de a continua să livreze cărbune cu conținut ridicat de sulf în loc de cărbune cu conținut scăzut de sulf, în cazul în care furniza suficiente cote de emisii pentru ca acest cărbune să poată fi ars fără penalizări. În acest caz, furnizorul a plătit certificatele de emisii, iar compania de utilități a plătit prețul contractual pentru cărbunele cu conținut mai scăzut de sulf.
Alți termeni contractuali inovatori avuți în vedere ar lega primele de preț și penalitățile plătite pentru cărbunele cu diferite niveluri de conținut de sulf de modificările prețului de piață al certificatelor de emisii de dioxid de sulf; ar comercializa certificatele de emisii către furnizorii de cărbune ca plată parțială pentru cărbunele cu conținut scăzut de sulf; sau ar stabili variații mai mari în ceea ce privește cantitatea și prețurile pentru diferite calități de cărbune într-un singur contract. AMAX Energy a achiziționat un număr nedezvăluit de certificate de emisii de la Long Island Lighting Company, pe care a declarat că le va oferi în pachete cu contractele sale de cărbune și gaze naturale. Astfel, furnizorii de cărbune au început să participe alături de companiile de utilități electrice în calitate de cumpărători și vânzători de certificate de emisii de dioxid de sulf comercializabile.
.