Den marknadsbaserade komponenten för handel med SO2-utsläppsrätter i programmet för surt regn var avsedd att göra det möjligt för allmännyttiga företag att anta den mest kostnadseffektiva strategin för att minska SO2-utsläppen. I varje drifttillstånd inom programmet för surt regn anges specifika krav och de alternativ för efterlevnad som varje källa väljer. De berörda företagen var också skyldiga att installera system som kontinuerligt övervakar utsläppen av SO2, NOx och andra relaterade föroreningar för att följa utvecklingen, säkerställa efterlevnaden och ge trovärdighet åt handelskomponenten i programmet. Övervakningsdata överförs dagligen till EPA via telekommunikationssystem.
Strategier för efterlevnad av luftkvalitetskontroller har varit viktiga komponenter i elbolagens planering och verksamhet sedan mitten av 1970-talet och har påverkat valet av bränslen, teknik och platser för byggande av ny produktionskapacitet. Nätbolagens strategier för att uppfylla de nya normerna för svaveldioxid omfattade en blandning av alternativ med varierande ekonomiska kostnader:
- flera befintliga och nya tekniker för rökgasrening och ren kolteknik;
- omställning till helt kol med högt svavelinnehåll eller blandning av kol med högt svavelinnehåll med kol med lågt svavelinnehåll;
- omställning till naturgas eller samförbränning av kol och naturgas;
- ”trimning” eller minskning av antalet timmar per år som anläggningen används;
- utfasning av gamla enheter;
- genomföra befintliga enheter med nya kolpannor eller andra pannor;
- köpa eller överföra utsläppsrätter från andra enheter;
- öka styrningen och bevarandet på efterfrågesidan; eller
- köp av bulkström från andra företag eller andra producenter från enheter som använder kol eller andra bränslen.
En del kolrengöring kan ske i kombination med andra åtgärder, t.ex. skrubbning eller blandning av kol med varierande svavelhalt, men allmännyttiga företag föredrar i allmänhet att kolleverantörerna står för kostnaderna för rengöringen. Vissa observatörer uppskattar att 20-30 % av svaveln kan avlägsnas genom kolrengöring eller blandning och att 50-70 % kan avlägsnas med hjälp av utrustning för utsläppskontroll.
För att uppfylla kraven i fas II var alternativen många, men för fas I begränsades de av den tid som stod till förfogande för att genomföra ett beslut. Eftersom det tar 3-5 år att konstruera och bygga en skrubber vid ett befintligt koleldat kraftverk, och längre tid att bygga om eller bygga en ny anläggning (t.ex, 6-11 år för kolkraftverk och 10-14 år för kärnkraftverk), var elnätsföretagens beslutsalternativ för fas I-anläggningar begränsade till att skrubba, byta bränsle, köpa eller överföra utsläppsrätter för att möjliggöra fortsatt användning av kol med högt svavelinnehåll, lägga ned enheterna eller minska användningen av enheterna och ersätta kapaciteten med kapacitet från en annan källa.
Förseningar i tilldelningen av bonuskrediter för tidig skrubning och planeringen av den första auktionen av utsläppsrätter i mars 1993 avlägsnade dessa incitament från de flesta elnätsföretags faktiska beslutsfattande om efterlevnad. På grund av den tid det tar att bygga utrustning för kontroll av luftföroreningar måste ekonomiska och avtalsmässiga åtaganden om skrubbers göras före sommaren 1992 om anläggningsändringar skulle vara i drift i tid för att uppfylla de nya normerna 1995. Besluten måste alltså fattas innan priset och fördelningen av utsläppsrätterna var kända. Följaktligen var de flesta skrubberprojekt för att uppfylla tidsfristen 1995 redan i full gång hösten 1992.
VindfällenEdit
Av de 261 enheter vid 110 anläggningar som berördes av utsläppsbegränsningar i fas I var fem oljeeldade, fem koleldade enheter hade dragits tillbaka och en koleldad enhet placerades i kallt beredskapsläge före antagandet av lagstiftningen 1990. De sex inaktiva koleldade enheterna var lagstadgade mottagare av sammanlagt 36 020 ton utsläppsrätter för svaveldioxid i fas I.
Denna marknadsmässiga vinst uppskattades av det amerikanska energidepartementet (DOE) 1991 till ett värde av 665-736 dollar per ton, totalt 23,9-26,5 miljoner dollar. De faktiska inköpen av utsläppsrätter 1992 rapporterades dock till ett lägre pris än väntat, 300 dollar per ton. De utsläppsrätter som auktionerades ut i mars 1993 såldes för 122-450 dollar per ton, vilket minskade den oväntade effekten av dessa utsläppsrätter till 4,4-16,2 miljoner dollar. Under tiden fick ägarna till en enhet som lades ned 1985, Des Moines Energy Center med 119 MWe, 93 miljoner dollar i DOE-finansiering för ett Clean Coal Technology-projekt för att bygga om den med en koleldad förbränningsenhet med trycksatt fluidiserad bädd med en effekt på 70 MWe, vilket gjorde att den återigen kunde tas i drift 1996.
Placering av produktionsenheterRedigera
Omfattar man de 11 enheterna var 250 aktiva koleldade enheter vid 105 anläggningar i 21 delstater underkastade fas I-kraven för minskning av svaveldioxidutsläpp under 1995. De stater som hade det största antalet produktionsenheter som berördes av fas I-kraven var följande: Ohio (40), Indiana (37), Pennsylvania (21), Georgia (19), Tennessee (19), Kentucky (17), Illinois (17), Missouri (16) och West Virginia (14). Tillsammans utgjorde fas I-enheterna 20 % av de 1 250 driftsdugliga koleldade produktionsenheterna i USA 1990.
Dessa 250 enheter hade en kapacitet för sommartoppgenerering på 79 162 MWe 1990, med ett medelvärde på 317 MWe/enhet. Denna kapacitet motsvarade cirka 27 % av den installerade koleldade sommarkapaciteten och cirka 11,5 % av USA:s totala installerade sommarproduktionskapacitet 1990. Omkring 207 miljoner ton, nästan 90 % av det kol som köptes av fas I-anläggningarna 1990, producerade svaveldioxidutsläpp som översteg 1995 års utsläppsnivå på 2,5 lbs/mm Btu utan någon utrustning för kontroll av föroreningar.
Åldern spelar rollRedigera
Åldern på de 250 kolkraftverken i fas I varierade mellan 17 och 46 år när normerna trädde i kraft, med ett medelvärde på 34 år. År 1995 var 111 aktiva fas I-enheter (23 %) 35 år eller äldre och endast 8 (6 %) var yngre än 20 år. Den genomsnittliga åldern för 35 koleldade enheter som lades ned under 1988-1991 var 44,6 år, med ett intervall på 14-74 år. Storleken på dessa enheter varierade från 1-107 MWe sommarkapacitet. Flera av dem hade varit i beredskap (t.ex. tillgängliga för användning under regelbundet schemalagda avbrott av andra enheter för underhåll) under många år innan de togs ur drift. Ungefär hälften (ofta de äldre enheterna) var konstruerade för ”sameldning” med naturgas eller eldningsolja och kunde drivas med dessa bränslen i stället för kol om så önskades.
Både antalet och den genomsnittliga åldern på de koleldade enheterna som pensionerades ökade avsevärt från 1988 till 1991, vilket tyder på att elnätsföretagen tog bort mycket gamla enheter som de inte längre förväntade sig att använda, och på så sätt undvek de att betala de underhållskostnader som krävs för att hålla dem i beredskap. Som jämförelse kan nämnas att de sex kolkraftverk i fas I som togs ur drift före 1990 var mellan 21 och 35 år gamla när de togs ur drift, med ett medelvärde på 31 år.
Aldern på dessa enheter var betydelsefull av flera anledningar. Alla fas I-enheterna var antingen byggda eller under uppbyggnad när 1977 års lag om ren luft antogs, och alla utom åtta var byggda eller under uppbyggnad när 1970 års lag antogs. Följaktligen byggdes dessa enheter när arbetskostnaderna var betydligt lägre än på 1990-talet, och de undvek större investeringar i utrustning för kontroll av föroreningar. På 1990-talet var dessa enheter ofta bland de minst kostsamma av alla enheter som drevs av deras respektive ägare, när det gäller kostnaden per producerad megawattimme energi. Jämfört med andra anläggningar i ett elbolagssystem gav dessa enheter incitament för sina ägare att maximera drifttiden, minimera stilleståndstiden för reparationer eller ombyggnad och minimera ytterligare kapitalinvesteringar i dem.
Då kapitalet i sådana anläggningar vanligen skrivs av på 20-30 år, var investeringarna i de flesta av dem helt återvunna 1995. Det är ofta svårt att motivera stora ytterligare kapitalinvesteringar i anläggningar som kan ha en återstående livslängd på 10 år eller mindre, om inte pannorna byggs om. Eftersom stora koleldade produktionsenheter tenderar att nå sin högsta drifts- och förbränningseffektivitet under de tre första åren och därefter sjunka successivt under hela sin livstid, var dessa gamla anläggningar bland de smutsigaste källorna till luftföroreningar inom elnätsindustrin. De kunde drivas i många år utan att väsentligt minska utsläppen, när andra anläggningar var tvungna att installera ”bästa tillgängliga” utrustning för kontroll av luftföroreningar i enlighet med Clean Air Act Amendments från 1977.
OsäkerhetsfaktorerRedigera
Väsentliga osäkerhetsfaktorer ställde elnätsföretagen inför när de planerade strategier för att uppfylla kraven. Dessa omfattade det framtida priset på och tillgången till bränslen, värdet av utsläppsrätter och hur marknaderna för dem fungerar, det sätt på vilket statliga kommissioner för allmännyttiga företag och skattemyndigheten skulle fördela kostnaderna för rening eller byte av bränslen och värdet av utsläppsrätter, redovisningsriktlinjer, revideringar av avtal om försäljning av el mellan stater och eventuellt ingripande av Federal Energy Regulatory Commission vid överföringar av utsläppsrätter mellan stater som görs av holdingbolag som är verksamma i flera stater. Förändringar i konkurrenskraften hos olika tekniker för produktion och kontroll av föroreningar, en myriad av nya bestämmelser som krävs enligt Clean Air Act och möjligheten till ny lagstiftning om begränsning av koldioxidutsläpp, införande av en skatt på koldioxidutsläpp eller på Btu-användning var också mycket oroväckande. En slutlig regel som lättade på viss osäkerhet om kontinuerlig övervakning av utsläpp, krav på tillstånd och drift av systemet för utsläppsrätter utfärdades inte förrän i januari 1993, långt efter det att strategier för att uppfylla kraven hade utarbetats och stora investeringsbeslut fattats.
I detta sammanhang var företagsledarna tvungna att fatta investeringsbeslut som innebar att miljontals dollar skulle användas under långa perioder. Som sammanfattat av en chef för en energibolag: ”Stora beslut måste fattas utan tillräcklig information eller ens möjlighet att få tillräcklig information”. Efter en utdragen kamp som involverade Ohio Public Utilities Commission, Ohio Office of Consumer’s Counsel, industrikunder, Ohio Sierra Club och United Mine Workers vid American Electric Power Companys dotterbolag Meigs kolgruvor med hög svavelhalt, förväntades det till exempel att AEP skulle bygga skrubbers vid sin Gavin-anläggning i Ohio, som består av två enheter och har en effekt på 2600 MWe, till en kostnad av cirka 835 miljoner dollar, vilket skulle minska utsläppen av svaveldioxid där med 95 %. I februari 1993 var AEP fortfarande osäker på om Ohio Public Utilities Commission skulle tillåta AEP att överföra utsläppskrediter från Gavin-anläggningen till fas I-anläggningar i andra stater. Därför var man tvungen att göra betydande ekonomiska åtaganden på grundval av de bästa bedömningar som planerare av elbolagen gjorde, och byggandet påbörjades i avsaknad av definitiv information eller slutgiltiga myndighetsgodkännanden.
Innovationer i avtal om kolförsörjningRedigera
Riskerna i samband med en sådan osäkerhet stimulerade till innovationer i avtalen om elbolagens inköp av kol. På en köparmarknad omförhandlade allmännyttiga företag gamla kontrakt och undertecknade nya kontrakt med en mängd olika bestämmelser som var utformade för att hantera risker och öka flexibiliteten för framtida beslut. Ohio Edison tecknade till exempel ”high/low”-kontrakt i slutet av 1991 med tre kolleverantörer. Enligt dessa avtal kunde företaget välja att flytta sina inköp från kol med hög svavelhalt till kol med låg svavelhalt som produceras av samma leverantör. Leverantören hade möjlighet att fortsätta att leverera kol med hög svavelhalt i stället för kol med låg svavelhalt om den tillhandahöll tillräckliga utsläppsrätter så att detta kol kunde förbrännas utan påföljd. I detta fall betalade leverantören för utsläppsrätterna, och elbolaget betalade kontraktspriset för kol med lägre svavelhalt.
Andra innovativa kontraktsvillkor som övervägs skulle koppla prispremier och straffavgifter som betalas för kol med olika nivåer av svavelhalt till förändringar i marknadspriset på utsläppsrätter för svaveldioxid, handla med utsläppsrätter till kolleverantörerna som en del av betalningen för kol med låg svavelhalt, eller fastställa större variationer i kvantitet och priser för olika kvaliteter av kol i ett enda kontrakt. AMAX Energy köpte ett okänt antal utsläppsrätter från Long Island Lighting Company, som företaget sade sig vilja erbjuda i paket med sina kol- och naturgasavtal. På så sätt började kolleverantörerna delta tillsammans med elbolagen som köpare och säljare av säljbara utsläppsrätter för svaveldioxid.