Programa de lluvia ácida

En la Fase I, se requería la mitad de las reducciones totales para el 1 de enero de 1995, principalmente exigiendo a 110 centrales generadoras de energía eléctrica (261 unidades en 21 estados) que redujeran las tasas de emisión de dióxido de azufre a 2,5 libras por millón de unidades térmicas británicas (3,9 kg/MWh) . Cada una de estas unidades generadoras se identificó por su nombre y ubicación, y se especificó en la ley una cantidad de derechos de emisión en toneladas de emisiones de SO₂ permitidas _por año. ^{[ 7 ]} 

A modo de comparación, las nuevas unidades generadoras construidas desde 1978 debían limitar el dióxido de azufre a una "tasa de emisiones mínima alcanzable" de aproximadamente 0,6 libras por millón de unidades térmicas británicas (0,93 kg/MWh) . El carbón con un 1,25 % de azufre y 10 000 unidades térmicas británicas por libra (6,5 kWh/kg) produce emisiones de dióxido de azufre de 2,5 libras por millón de unidades térmicas británicas (3,9 kg/MWh) , con emisiones menores producidas por un menor contenido de azufre o un mayor contenido de Btu. ^{[ 8 ]}   

Como incentivo para reducir las emisiones, por cada tonelada de dióxido de azufre reducida por debajo del límite de emisiones aplicable, los propietarios de una unidad generadora recibían un permiso de emisión que podían usar en otra unidad, guardar para uso futuro o vender. Esto legitimó un mercado de permisos de emisión de dióxido de azufre, administrado por la Bolsa de Comercio de Chicago . ^{[ 9 ]} Las unidades que instalaron equipos de desulfuración de gases de combustión (por ejemplo, depuradores ) u otra "tecnología calificada de Fase I" que redujo las emisiones de dióxido de azufre en un 90%, calificaron para una extensión de dos años del plazo de 1995, siempre que poseyeran permisos para cubrir sus emisiones reales totales para cada año del período de extensión.

En la Fase II, todas las centrales térmicas de combustibles fósiles con una potencia superior a 75 MWe debían limitar las emisiones de dióxido de azufre a 1,2 libras por millón de unidades térmicas británicas (1,9 kg/MWh) antes del 1 de enero de 2000. Posteriormente, debían obtener un permiso de emisión por cada tonelada de dióxido de azufre emitida, sujeto a una multa obligatoria de 2000 dólares por cada tonelada que excediera los permisos disponibles. La Agencia de Protección Ambiental de los Estados Unidos (EPA) distribuye permisos equivalentes a 8,95 millones de toneladas anuales (el límite máximo de emisiones), basándose en cálculos del consumo histórico de Btu para cada central, y puede asignar diversas reservas adicionales de permisos. 

Las enmiendas de 1990 también exigieron reducciones en las emisiones de óxido de nitrógeno (NO _x ) en las unidades de Fase I. Los factores clave en la formación de NO _x son la temperatura de la llama y los niveles de oxígeno presentes para la combustión. ^{[ 10 ]} La instalación de adaptaciones de quemadores de bajo NO _x es el medio más común de cumplimiento, que generalmente reduce las emisiones de niveles no controlados hasta en un 50 %. ^{[ 11 ]} Muchas empresas de servicios públicos cumplieron con los requisitos instalando depuradores de gases de chimenea y quemadores de bajo NO _x al mismo tiempo. La tecnología de quemadores de bajo NO _x estaba fácilmente disponible y era considerablemente menos costosa que la instalación de depuradores, ^{[ 12 ]} por lo que el control de NO _x fue considerado menos exigente por la mayoría de las empresas de servicios eléctricos.

De las 261 unidades en 110 plantas afectadas por las limitaciones de emisiones de la Fase I, cinco eran de petróleo, cinco de carbón fueron retiradas y una de carbón se puso en estado de reserva en frío antes de la aprobación de la legislación en 1990. Las 6 unidades de carbón inactivas recibieron legalmente un total de 36.020 toneladas de permisos de emisión de dióxido de azufre de la Fase I.

Este beneficio extraordinario comercializable fue estimado por el Departamento de Energía de los Estados Unidos (DOE) en 1991 en un valor de entre 665 y 736 dólares por tonelada, ^{[ 17 ]} lo que totalizó entre 23,9 y 26,5 millones de dólares. Sin embargo, las compras reales de permisos de emisión en 1992 se reportaron a un precio inferior al esperado de 300 dólares por tonelada. ^{[ 18 ]} Los permisos subastados en marzo de 1993 se vendieron por entre 122 y 450 dólares por tonelada, ^{[ 19 ]} lo que redujo el beneficio extraordinario de estos permisos a entre 4,4 y 16,2 millones de dólares. Mientras tanto, los propietarios de una unidad retirada en 1985, el Centro de Energía de Des Moines de 119 MWe, recibieron 93 millones de dólares en fondos del DOE para un proyecto de Tecnología de Carbón Limpio para repotenciar con una unidad de combustión de lecho fluidizado presurizado de 70 MWe alimentada con carbón, ^{[ 8 ]} lo que lo puso de nuevo en producción en 1996.

Excluyendo esas 11 unidades, 250 unidades activas de generación de carbón en 105 plantas de 21 estados estuvieron sujetas a la reducción de emisiones de dióxido de azufre de la Fase I en 1995. Los estados con el mayor número de unidades generadoras afectadas por los requisitos de la Fase I fueron: Ohio (40), Indiana (37), Pensilvania (21), Georgia (19), Tennessee (19), Kentucky (17), Illinois (17), Misuri (16) y Virginia Occidental (14). En conjunto, las unidades de la Fase I representaron el 20% de las 1250 unidades generadoras de carbón operativas en los EE. UU. en 1990.

Estas 250 unidades tenían una capacidad máxima de generación de verano de 79.162 MWe en 1990, con una media de 317 MWe/unidad. Esta capacidad representaba aproximadamente el 27% de la capacidad instalada de generación de carbón en verano y aproximadamente el 11,5% de la capacidad total de generación instalada en EE. UU. en verano en 1990. ^{[ 20 ]} Alrededor de 207 millones de toneladas, casi el 90% del carbón comprado por las plantas de la Fase I en 1990, produjeron emisiones de dióxido de azufre que superaron la tasa de emisiones de 1995 de 2,5  lbs/mm Btu sin utilizar equipos de control de la contaminación. ^{[ 8 ]}

La edad de las 250 unidades de carbón de Fase I oscilaba entre 17 y 46 años cuando entraron en vigor las normas, con una media de 34 años. En 1995, 111 unidades activas de Fase I (23%) tenían 35 años o más, y solo 8 (6%) tenían menos de 20 años. La edad media de las 35 unidades de carbón retiradas entre 1988 y 1991 fue de 44,6 años, con un rango de 14 a 74 años. ^{[ 21 ]} Estas unidades variaban en tamaño desde 1 a 107 MWe de capacidad de verano. Varias habían estado en reserva (por ejemplo, disponibles para su uso durante las paradas programadas regularmente de otras unidades para mantenimiento) durante muchos años antes de su retirada. Aproximadamente la mitad (a menudo las unidades más antiguas) fueron diseñadas para "cooperar" con gas natural o fueloil, y podían operarse utilizando estos combustibles en lugar de carbón si se deseaba.

Tanto el número como la edad promedio de las unidades de carbón retiradas aumentaron sustancialmente entre 1988 y 1991, lo que indica que las empresas de servicios públicos estaban retirando de servicio unidades muy antiguas que ya no esperaban utilizar, evitando así los costos de mantenimiento necesarios para mantenerlas en reserva. A modo de comparación, las 6 unidades de carbón de la Fase I retiradas antes de 1990 tenían una edad de entre 21 y 35 años al momento de su retirada, con una media de 31 años. ^{[ 8 ]}

La antigüedad de estas unidades era significativa por varias razones. Todas las unidades de la Fase I estaban construidas o en construcción cuando se promulgó la Ley de Aire Limpio de 1977, y todas menos ocho estaban construidas o en construcción cuando se promulgó la Ley de 1970. En consecuencia, estas unidades se construyeron cuando los costos laborales eran significativamente menores que en la década de 1990, y evitaron grandes inversiones en equipos de control de la contaminación. En la década de 1990, estas unidades solían estar entre las menos costosas de todas las operadas por sus respectivos propietarios, en términos de costo por megavatio-hora de energía producida. En comparación con otras plantas en un sistema de una compañía eléctrica, estas unidades ofrecían incentivos a sus propietarios para maximizar el tiempo de operación, minimizar el tiempo de inactividad por reparaciones o modernización, y minimizar las inversiones de capital adicionales en ellas. ^{[ 8 ]}

Debido a que el capital en dichas plantas generalmente se amortiza en 20 a 30 años, las inversiones en la mayoría de ellas se recuperaron por completo para 1995. Justificar grandes inversiones de capital adicionales en plantas que pueden tener una vida útil restante de 10 años o menos, sin la reconstrucción de las calderas, suele ser difícil. Además, debido a que las grandes unidades generadoras de carbón tienden a alcanzar eficiencias máximas de operación y combustión durante los primeros tres años de operación, disminuyendo gradualmente a partir de entonces a lo largo de su vida útil, estas plantas antiguas se encontraban entre las fuentes más contaminantes del aire en la industria de servicios eléctricos. ^{[ 8 ]} Pudieron operar durante muchos años sin reducir sustancialmente las emisiones, mientras que otras plantas estaban obligadas a instalar el "mejor equipo de control de la contaminación del aire disponible" de conformidad con las Enmiendas a la Ley de Aire Limpio de 1977.

Las empresas eléctricas se enfrentaron a importantes incertidumbres al planificar estrategias de cumplimiento. Estas incluían el precio y la disponibilidad futuros de los combustibles; el valor de los permisos de emisión y el funcionamiento de los mercados correspondientes; la forma en que las comisiones estatales de servicios públicos y el Servicio de Impuestos Internos asignarían los costos de la depuración o el cambio de combustibles y el valor de los permisos de emisión; las directrices contables, las revisiones de los contratos interestatales de venta de energía a granel y la posible intervención de la Comisión Federal Reguladora de Energía en las transferencias interestatales de permisos de emisión por parte de empresas holding multiestatales . Los cambios en la competitividad de diversas tecnologías de generación y control de la contaminación; una miríada de nuevas acciones de elaboración de normas requeridas por la Ley de Aire Limpio; y la posibilidad de nueva legislación que limitara las emisiones de dióxido de carbono, impusiera un impuesto sobre las emisiones de carbono o sobre el uso de Btu también fueron motivo de gran preocupación. ^{[ 22 ]} Una norma final que aliviara cierta incertidumbre sobre el monitoreo continuo de emisiones, los requisitos de permisos y el funcionamiento del sistema de permisos de emisión no se emitió hasta enero de 1993, ^{[ 23 ]} mucho después de que se hubieran desarrollado estrategias de cumplimiento y se hubieran tomado importantes decisiones de inversión.

En este contexto, los ejecutivos de servicios públicos se vieron obligados a tomar decisiones de inversión que comprometían millones de dólares durante períodos prolongados. Como lo resumió un gerente de servicios públicos: "Se deben tomar decisiones importantes sin información adecuada o incluso sin la capacidad de obtener información adecuada". ^{[ 24 ]} Por ejemplo, después de una lucha prolongada que involucró a la Comisión de Servicios Públicos de Ohio , la Oficina de Asesoría del Consumidor de Ohio, clientes industriales, el Sierra Club de Ohio y los Trabajadores Mineros Unidos en las minas de carbón de alto azufre Meigs, filial de American Electric Power Company , se esperaba que la construcción de depuradores por parte de AEP en su planta Gavin de dos unidades y 2600 MWe en Ohio costara alrededor de $835 millones, reduciendo las emisiones de dióxido de azufre allí en un 95%. ^{[ 25 ]} En febrero de 1993, AEP todavía no estaba segura de si la Comisión de Servicios Públicos de Ohio le permitiría transferir créditos de emisiones del depurador de Gavin a unidades de Fase I en otros estados. ^{[ 26 ]} Por lo tanto, se tuvieron que realizar compromisos financieros sustanciales sobre la base de los mejores juicios de los planificadores de servicios públicos y se inició la construcción en ausencia de información definitiva o aprobaciones regulatorias finales.

Los riesgos asociados a dicha incertidumbre impulsaron la innovación en los contratos de compra de carbón por parte de las empresas eléctricas. En un mercado de compradores, las empresas renegociaron contratos antiguos y firmaron otros nuevos con diversas cláusulas diseñadas para gestionar los riesgos y aumentar la flexibilidad en las decisiones futuras. Por ejemplo, a finales de 1991, Ohio Edison firmó contratos de "alto/bajo contenido de azufre" con tres proveedores de carbón. Según estos acuerdos, la empresa podía optar por cambiar las compras de carbón con alto contenido de azufre a carbón con bajo contenido de azufre producido por el mismo proveedor. El proveedor conservaba la opción de seguir enviando carbón con alto contenido de azufre en lugar de carbón con bajo contenido de azufre si proporcionaba suficientes derechos de emisión para que este carbón pudiera quemarse sin penalización. En este caso, el proveedor pagaba los derechos de emisión y la empresa pagaba el precio contractual del carbón con menor contenido de azufre. ^{[ 27 ]}

Otros términos contractuales innovadores que se están considerando vincularían las primas de precio y las penalizaciones pagadas por el carbón con diferentes niveles de contenido de azufre a los cambios en el precio de mercado de los permisos de emisión de dióxido de azufre; intercambiar permisos de emisión con los proveedores de carbón como pago parcial por carbón con bajo contenido de azufre; o establecer mayores variaciones en la cantidad y los precios para diferentes calidades de carbón en un solo contrato. ^{[ 28 ]} AMAX Energy compró una cantidad no revelada de permisos de emisión a Long Island Lighting Company , que dijo que ofrecería en paquetes con sus contratos de carbón y gas natural. ^{[ 29 ]} Así, los proveedores de carbón comenzaron a participar junto con las empresas de servicios eléctricos como compradores y vendedores de permisos de emisión de dióxido de azufre comercializables.

De conformidad con la Ley de Aire Limpio de 1990, ^{[ 45 ]} cada año en marzo, la Agencia de Protección Ambiental de los Estados Unidos subasta al mejor postor aproximadamente 250 000 permisos de contaminación que permiten a las empresas emitir una tonelada de dióxido de azufre. Dichas empresas enfrentan sanciones legales de $2000/tonelada por cada tonelada de dióxido de azufre que emitan por encima de las correspondientes a sus permisos. ^{[ 46 ]} Los permisos de emisión se compran y venden diariamente a través de la Bolsa de Comercio de Chicago, como la soja, el arroz o cualquier otro producto básico. Solo se dispone de un número limitado de permisos cada año. Una vez utilizados, no se pueden emitir más. El Fondo de Jubilación de Lluvia Ácida recauda dinero y participa en las subastas anuales junto con las empresas contaminantes para adquirir tantos permisos como le sea posible. Sin embargo, en lugar de utilizarlos o intercambiarlos, el ARRF los retira permanentemente, eliminando los permisos del mercado y evitando que el dióxido de azufre contamine el aire. De este modo, cada permiso de contaminación que el ARRF retira de la circulación impide que dicha contaminación se emita legalmente a la atmósfera.

El dióxido de azufre es el principal contribuyente a la lluvia ácida, causando trastornos respiratorios, afectando la visibilidad, perjudicando la salud de los peces y la vida silvestre, y degradando lagos y estanques. ^{[ 47 ] [ 48 ] [ 49 ] [ 50 ]} Las investigaciones han demostrado que los lagos y arroyos de Nueva Inglaterra se han recuperado lentamente del efecto de la lluvia ácida, en comparación con algunos de Wisconsin, Nueva York y Pensilvania. ^{[ 51 ] [ 52 ] [ 53 ]} La lluvia ácida trae consigo la deposición de mercurio, y juntos causan un daño tremendo a la salud humana y al medio ambiente. Una investigación de la Fundación de Investigación Hubbard Brook identificó recientemente nueve puntos críticos sospechosos de mercurio en el noreste de EE. UU. y Canadá. ^{[ 54 ]} El economista de la Universidad de Harvard, Robert Stavins, estima que se han ahorrado alrededor de mil millones de dólares por año en los Estados Unidos gracias a la limpieza desde que entró en vigor el Programa de Lluvia Ácida. ^{[ 55 ] [ 56 ]}

El Fondo de Jubilación para la Lluvia Ácida utiliza la participación en mercados de contaminación para educar a niños y adultos sobre las fuentes y los efectos perjudiciales de la contaminación del aire y la lluvia ácida, así como sobre las medidas que pueden tomar para reducirla. Se realizan presentaciones en aulas escolares sobre las causas y los efectos de la lluvia ácida, y se anima a los estudiantes a diseñar sus propias iniciativas de recaudación de fondos.

ARRF ha participado en las subastas anuales de permisos de emisión de la EPA desde 1995 y, en 2013, poseía el derecho a emitir 1413 toneladas de dióxido de azufre al año, además de la cantidad que no había emitido en años anteriores. Debido a que ARRF no ejerció su derecho a emitir contaminación entre 1996 y 2013, reservando sus permisos de emisión para el futuro, en 2013 tenía el derecho legal a emitir un total de 2322 toneladas (4 644 000 libras) de dióxido de azufre. Esta cantidad aumentará en otras 100 toneladas en 2018, cuando los permisos que ARRF adquirió en la subasta anticipada de 7 años de 2011 sean elegibles para su uso. ^{[ 34 ]}

Según ARRF, los resultados de las subastas de la EPA de 1993 a 2013 indican que los grupos o individuos que compraron permisos de emisión para fines distintos a la emisión de contaminación atmosférica poseen el derecho a emitir 3188 toneladas anuales de dióxido de azufre. ^{[ 34 ]} Aunque la mayoría compró solo una o unas pocas toneladas, esto suma considerablemente más que las 760 toneladas anuales asignadas por ley a la unidad generadora Miami Fort n.° 5 en Ohio. ^{[ 57 ]}

Dado que se realizaron muchas compras en años anteriores y se acumularon permisos no utilizados, estos grupos ahora poseen el derecho a emitir 23.012 toneladas de dióxido de azufre en 2013. ^{[ 34 ]} Esto es más que la asignación anual de permisos a 168 de las 250 unidades generadoras más contaminantes de Estados Unidos (a algunas se les permite emitir casi 95.000 toneladas/año). ^{[ 57 ]}