Program Kwaśnych Deszczów

Program Acid Rain to rynkowa inicjatywa podjęta przez Agencję Ochrony Środowiska Stanów Zjednoczonych w celu obniżenia ogólnego poziomu dwutlenku siarki i tlenków azotu w atmosferze , które powodują kwaśne deszcze . Program jest wdrożeniem handlu emisjami skierowanym przede wszystkim do elektrowni węglowych , umożliwiając im kupno i sprzedaż uprawnień do emisji (tzw. „uprawnień”) według indywidualnych potrzeb i kosztów. W 2011 r. istniejący od 1995 r. program handlowy został uzupełniony czterema odrębnymi programami handlowymi w ramach zasady dotyczącej międzystanowego zanieczyszczenia powietrza (CSAPR). W dniu 21 sierpnia 2012 r. Sąd Apelacyjny Stanów Zjednoczonych dla Dystryktu Kolumbii wydał opinię i orzeczenie w sprawie odwołania od zasady dotyczącej zanieczyszczenia powietrza w różnych stanach (CSAPR) z dwóch niezależnych powodów prawnych. Pobyt na CSAPR został zniesiony w październiku 2014 r., co umożliwiło rozpoczęcie wdrażania ustawy i jej programów handlowych.

Badanie z 2021 roku wykazało, że „Program Acid Rain spowodował trwałą poprawę jakości otaczającego powietrza”, zmniejszając ryzyko śmiertelności o 5% w ciągu 10 lat.

Historia

Tytuł IV nowelizacji ustawy o czystym powietrzu z 1990 r. ustanowił system rynku uprawnień, znany dziś jako Program Kwaśnych Deszczów. Początkowo ukierunkowany tylko na dwutlenek siarki, Tytuł IV ustanowił zmniejszający się pułap całkowitej emisji SO ₂ na każdy z następnych kilku lat, dążąc do zmniejszenia całkowitej emisji do 50% poziomu z 1980 r. Program nie rozpoczął się od razu, ale był realizowany w dwóch etapach: Faza I (od 1 stycznia 1995) i Faza II (od 1 stycznia 2000).

Nowelizacja ustawy o czystym powietrzu z 1990 roku jako główny cel postawiła sobie redukcję rocznej emisji SO ₂ o 10 mln ton poniżej poziomu z 1980 r. wynoszącego około 18,9 mln ton. Aby osiągnąć te redukcje do 2000 r., kiedy zaczął obowiązywać ogólnokrajowy limit emisji dwutlenku siarki na poziomie 8,95 mln ton rocznie, prawo wymagało dwuetapowego zaostrzenia ograniczeń operacyjnych nałożonych na elektrownie opalane paliwami kopalnymi (np. węgiel, ropa naftowa, gaz ziemny). Funkcjonowanie i ustalanie cen rynku uprawnień do emisji nie byłoby opłacalne bez skutecznego ograniczenia regulacyjnego całkowitej liczby dostępnych uprawnień.

Zakres wymagań fazy I

W fazie I połowa całkowitych redukcji była wymagana do 1 stycznia 1995 r., głównie poprzez wymaganie od 110 elektrowni (261 jednostek w 21 stanach) ograniczenia emisji dwutlenku siarki do 2,5 funta na milion brytyjskich jednostek cieplnych (3,9 kg / MWh ) . ). Każda z tych jednostek wytwórczych została oznaczona nazwą i lokalizacją, aw statucie określona została ilość uprawnień do emisji wyrażona w tonach dopuszczalnej emisji SO ₂ w ciągu roku.

Dla porównania, nowe jednostki wytwórcze budowane od 1978 r. musiały ograniczać dwutlenek siarki do „najniższego osiągalnego wskaźnika emisji” wynoszącego około 0,6 funta na milion brytyjskich jednostek cieplnych (0,93 kg / MWh). Węgiel z 1,25% siarki i 10 000 brytyjskich jednostek cieplnych na funt (6,5 kWh / kg) wytwarza emisje dwutlenku siarki na poziomie 2,5 funta na milion brytyjskich jednostek cieplnych (3,9 kg / MWh), przy niższych emisjach spowodowanych niższą zawartością siarki lub wyższą zawartością Btu .

W ramach zachęty do ograniczania emisji, za każdą tonę dwutlenku siarki zredukowaną poniżej obowiązującego limitu emisji, właściciele jednostki wytwórczej otrzymywali uprawnienie do emisji, które mogli wykorzystać w innej jednostce, zatrzymać na przyszłość lub sprzedać. Legitymizowało to rynek uprawnień do emisji dwutlenku siarki, zarządzany przez Chicago Board of Trade . Jednostki, które zainstalowały urządzenia do odsiarczania spalin (np. skrubery ) lub inną „kwalifikującą się technologię fazy I”, która ograniczyła emisję dwutlenku siarki o 90%, zakwalifikowały się do przedłużenia o dwa lata terminu z 1995 r., pod warunkiem posiadania uprawnień na pokrycie ich całkowitej rzeczywiste emisje za każdy rok okresu przedłużenia.

Zakres wymagań Fazy II

W fazie II wszystkie jednostki opalane paliwami kopalnymi powyżej 75 MWe były zobowiązane do ograniczenia emisji dwutlenku siarki do 1,2 funta na milion brytyjskich jednostek cieplnych (1,9 kg / MWh) do 1 stycznia 2000 r. Następnie były zobowiązane do uzyskania pozwolenia na emisję za każdą wyemitowaną tonę dwutlenku siarki, pod groźbą obowiązkowej kary pieniężnej w wysokości 2.000,00 USD za każdą wyemitowaną tonę ponad posiadane uprawnienia. Amerykańska Agencja Ochrony Środowiska (EPA) rozdziela uprawnienia odpowiadające 8,95 milionom ton rocznie (limit emisji), na podstawie obliczeń historycznego zużycia Btu dla każdej jednostki i może przydzielać różne małe „rezerwy bonusowe” uprawnień.

Redukcja tlenku azotu

Zmiany z 1990 r. wymagały również redukcji emisji tlenków azotu (NO _x ) w jednostkach Fazy I. Kluczowymi czynnikami powstawania NOx _są temperatura płomienia i poziomy tlenu potrzebne do spalania. Instalacja modernizacji palników o niskiej emisji NOx _to najpowszechniejszy sposób zapewnienia zgodności, generalnie redukujący emisje z niekontrolowanych poziomów nawet o 50%. Wiele zakładów spełniło wymagania, instalując jednocześnie płuczki kominowe i palniki o niskiej emisji NOx _{. Technologia palników} o niskiej emisji NO _x była łatwo dostępna i znacznie tańsza niż instalacja skruberów, więc kontrola emisji NO _x została uznana przez większość przedsiębiorstw energetycznych za mniej wymagającą.

Strategie zgodności

Rynkowy element handlu uprawnieniami do emisji SO ₂ w ramach Programu Acid Rain miał na celu umożliwienie przedsiębiorstwom użyteczności publicznej przyjęcia najbardziej efektywnej kosztowo strategii redukcji emisji SO ₂ . Każde zezwolenie na eksploatację Programu Acid Rain określa określone wymagania i opcje zgodności wybrane przez każde źródło. Odnośne przedsiębiorstwa użyteczności publicznej były również zobowiązane do zainstalowania systemów, które stale monitorują emisje SO ₂ , NO _x i innych powiązanych zanieczyszczeń w celu śledzenia postępów, zapewnienia zgodności i zapewnienia wiarygodności komponentu handlowego programu. Dane z monitoringu są codziennie przesyłane do EPA za pośrednictwem systemów telekomunikacyjnych.

Strategie zgodności z kontrolami jakości powietrza były głównymi elementami planowania i eksploatacji zakładów elektroenergetycznych od połowy lat 70. XX wieku, wpływając na wybór paliw, technologii i lokalizacji budowy nowych mocy wytwórczych. Strategie użytkowe zapewniające zgodność z nowymi normami dotyczącymi dwutlenku siarki obejmowały różne opcje o różnych kosztach finansowych:

kilka istniejących i nowych technologii oczyszczania gazów kominowych i czystego węgla;
przejście na wszystkie lub mieszanie węgla o wysokiej zawartości siarki z węglem o niskiej zawartości siarki;
przejście na całkowicie gaz ziemny lub współspalanie węgla i gazu ziemnego;
„przycinanie” lub skracanie rocznych godzin użytkowania roślin;
wycofanie starych jednostek;
przebudowy istniejących jednostek na nowe kotły węglowe lub niewęglowe;
zakup lub przekazanie uprawnień do emisji od innych jednostek;
zwiększenie zarządzania popytem i ochrona; Lub
masowe zakupy energii od innych przedsiębiorstw użyteczności publicznej lub wytwórców niezwiązanych z energetyką od jednostek opalanych węglem lub innymi paliwami.

Niektóre oczyszczanie węgla może odbywać się w połączeniu z innymi czynnościami, takimi jak płukanie lub mieszanie węgli o różnej zawartości siarki, ale przedsiębiorstwa energetyczne generalnie wolą, aby dostawcy węgla ponosili koszty operacji oczyszczania. Niektórzy obserwatorzy oszacowali, że 20–30% siarki można usunąć poprzez oczyszczanie lub mieszanie węgla, a 50–70% można usunąć za pomocą sprzętu do kontroli emisji.

W przypadku zgodności na etapie II istniało wiele opcji, ale w przypadku etapu I były one ograniczone czasem dostępnym na wdrożenie decyzji. Ponieważ zaprojektowanie i zbudowanie skrubera w istniejącej jednostce węglowej zajmuje 3–5 lat, a modernizacja lub budowa nowego obiektu trwa dłużej (np. opcje decyzji dotyczących użyteczności dla elektrowni fazy I były ograniczone do płukania, zmiany paliw, zakupu lub przeniesienia uprawnień do emisji w celu umożliwienia dalszego wykorzystania węgla o wysokiej zawartości siarki, wycofania jednostek lub wykorzystania jednostek trymowania i zastąpienia mocy z innego źródła.

Opóźnienia w przyznawaniu premii za „wczesne oczyszczanie” i zaplanowaniu pierwszej aukcji uprawnień do emisji w marcu 1993 r. skutecznie usunęły te zachęty z faktycznego podejmowania decyzji dotyczących zgodności przez większość przedsiębiorstw energetycznych. Ze względu na czas potrzebny na zbudowanie zanieczyszczenie powietrza , zobowiązania finansowe i kontraktowe dotyczące skruberów musiały zostać podjęte do lata 1992 r., jeśli modyfikacje instalacji miały zacząć działać na czas, aby spełnić nowe normy w 1995 r. W związku z tym decyzje musiały zostać podjęte przed cena i przydział uprawnień do emisji były znane. W rezultacie większość projektów skruberów, które miały dotrzymać terminu z 1995 r., Jesienią 1992 r. była już w toku.

gratki

Spośród 261 jednostek w 110 lokalizacjach elektrowni dotkniętych ograniczeniami emisji fazy I, pięć było opalanych olejem, pięć węglowych zostało wycofanych z eksploatacji, a jedna jednostka węglowa została przestawiona w stan zimnej gotowości przed uchwaleniem przepisów w 1990 r. 6 nieczynnych bloków węglowych było ustawowymi odbiorcami łącznie 36 020 ton uprawnień do emisji dwutlenku siarki fazy I.

Ta zbywalna gratka została oszacowana przez Departament Energii Stanów Zjednoczonych (DOE) w 1991 r. Na 665 do 736 USD za tonę, co daje łącznie 23,9 do 26,5 mln USD. Jednak faktyczne zakupy uprawnień do emisji w 1992 r. Odnotowano po cenie niższej niż oczekiwano, wynoszącej 300 USD za tonę. Uprawnienia sprzedane na aukcji w marcu 1993 r. Sprzedano za 122 do 450 USD za tonę, zmniejszając nieoczekiwany zysk z tych uprawnień do 4,4 do 16,2 mln USD. W międzyczasie właściciele jednej jednostki, która przeszła na emeryturę w 1985 r., Centrum Energetycznego Des Moines o mocy 119 MWe, otrzymali 93 miliony dolarów z funduszy DOE na projekt czystej technologii węglowej mający na celu zasilenie 70 MWe ciśnieniową jednostką spalania ze złożem fluidalnym opalaną węglem, przynosząc ją ponownie do produkcji w 1996 roku.

Lokalizacja jednostek wytwórczych

Wyłączając te 11 jednostek, 250 czynnych jednostek opalanych węglem w 105 elektrowniach w 21 stanach podlegało redukcji emisji dwutlenku siarki w fazie I w 1995 r. Stanami posiadającymi największą liczbę jednostek wytwórczych objętych wymaganiami fazy I były: Ohio (40), Indiana (37), Pensylwania (21), Georgia (19), Tennessee (19), Kentucky (17), Illinois (17), Missouri (16) i Wirginia Zachodnia (14). Łącznie jednostki Fazy I stanowiły 20% z 1250 działających jednostek wytwórczych opalanych węglem w USA w 1990 roku.

Te 250 jednostek miało zdolność generowania w szczycie letnim 79 162 MWe w 1990 r., Ze średnią 317 MWe / jednostkę. Zdolność ta stanowiła około 27% zainstalowanych letnich mocy opalanych węglem i około 11,5% całkowitej zainstalowanej letniej mocy wytwórczej w USA w 1990 r. Około 207 milionów ton, czyli prawie 90% węgla zakupionego przez elektrownie fazy I w 1990 r., wyprodukowało dwutlenek siarki emisje przekraczające wskaźnik emisji z 1995 r. wynoszący 2,5 funta / mm Btu bez użycia sprzętu kontrolującego zanieczyszczenia.

Wiek ma znaczenie

Wiek 250 jednostek węglowych fazy 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 jednostek węglowych przechodzących na emeryturę w latach 1988-1991 wynosił 44,6 lat, przy rozpiętości 14-74 lat. Jednostki te miały moc od 1 do 107 MWe w okresie letnim. Kilka z nich było w stanie gotowości (np. dostępnych do użytku podczas regularnych przestojów innych jednostek w celu konserwacji) przez wiele lat przed przejściem na emeryturę. Około połowa (często starsze jednostki) została zaprojektowana do „współspalania” z gazem ziemnym lub olejem opałowym iw razie potrzeby mogła być eksploatowana przy użyciu tych paliw zamiast węgla.

Zarówno liczba, jak i średni wiek wycofanych z eksploatacji jednostek opalanych węglem znacznie wzrosły w latach 1988-1991, co wskazuje, że przedsiębiorstwa energetyczne usuwały bardzo stare jednostki z dostępnego stanu, którego nie spodziewały się już używać, unikając w ten sposób kosztów konserwacji niezbędnych do utrzymania ich w stanie gotowości. Dla porównania, 6 bloków węglowych fazy I wycofanych z eksploatacji przed 1990 r. miało w momencie wycofania z eksploatacji 21–35 lat, średnio 31 lat.

Wiek tych jednostek był istotny z kilku powodów. Wszystkie jednostki fazy I były albo budowane, albo w trakcie budowy, kiedy uchwalono ustawę o czystym powietrzu z 1977 r., A wszystkie z wyjątkiem ośmiu były budowane lub w budowie, kiedy uchwalono ustawę z 1970 r. W rezultacie jednostki te zostały zbudowane, gdy koszty pracy były znacznie niższe niż w latach 90. i uniknęły dużych inwestycji w sprzęt do kontroli zanieczyszczeń. W latach 90. jednostki te często należały do najtańszych ze wszystkich obsługiwanych przez ich właścicieli, pod względem kosztu za megawatogodzinę wyprodukowanej energii. W porównaniu z innymi zakładami w systemie przedsiębiorstwa użyteczności publicznej, jednostki te stanowiły zachętę dla ich właścicieli do maksymalizowania czasu pracy, minimalizowania przestojów związanych z naprawami lub modernizacją oraz minimalizowania dalszych inwestycji kapitałowych w nie.

Ponieważ kapitał w takich elektrowniach jest zwykle amortyzowany przez 20–30 lat, inwestycje w większość z nich zostały w pełni odzyskane do 1995 r. jest często trudne. Co więcej, ponieważ duże jednostki wytwórcze opalane węglem mają tendencję do osiągania szczytowej sprawności operacyjnej i spalania w ciągu pierwszych trzech lat eksploatacji, a następnie stopniowo spadają przez cały okres ich eksploatacji, te stare elektrownie były jednymi z najbrudniejszych źródeł zanieczyszczenia powietrza w przemyśle elektroenergetycznym. Były w stanie działać przez wiele lat bez znacznej redukcji emisji, podczas gdy inne zakłady były zobowiązane do zainstalowania „najlepszych dostępnych” urządzeń kontrolujących zanieczyszczenie powietrza zgodnie z poprawkami do ustawy o czystym powietrzu z 1977 r.

Niepewności

Przy planowaniu strategii zgodności przedsiębiorstwa energetyczne musiały stawić czoła znacznej niepewności. Obejmowały one przyszłe ceny i dostępność paliw; wartość uprawnień do emisji i funkcjonowanie rynków dla nich; sposób, w jaki państwowe komisje użyteczności publicznej i Urząd Skarbowy alokowałyby koszty oczyszczania lub zmiany paliw oraz wartość uprawnień do emisji; wytyczne dotyczące księgowości, zmiany międzystanowych umów sprzedaży hurtowej energii elektrycznej oraz ewentualna interwencja Federalnej Komisji Regulacji Energetyki w międzystanowe transfery uprawnień do emisji przez wielostanowe spółki holdingowe . Zmiany konkurencyjności różnych technologii wytwarzania i ograniczania zanieczyszczeń; niezliczone nowe działania ustanawiające zasady wymagane przez ustawę o czystym powietrzu; duże zaniepokojenie budziła również możliwość wprowadzenia nowych przepisów ograniczających emisję dwutlenku węgla, nakładających podatek od emisji dwutlenku węgla lub wykorzystania Btu. Ostateczna zasada zmniejszająca niepewność co do ciągłego monitorowania emisji, wymagań dotyczących zezwoleń i funkcjonowania systemu uprawnień do emisji została wydana dopiero w styczniu 1993 r., długo po tym, jak trzeba było opracować strategie zgodności i podjąć ważne decyzje inwestycyjne.

W tym kontekście dyrektorzy zakładów użyteczności publicznej byli zobowiązani do podejmowania decyzji inwestycyjnych, angażujących miliony dolarów w dłuższych okresach. Jak podsumował jeden z kierowników zakładów użyteczności publicznej: „Główne decyzje muszą być podejmowane bez odpowiednich informacji, a nawet bez możliwości uzyskania odpowiednich informacji”. Na przykład, po przedłużającej się walce z udziałem Ohio Public Utilities Commission , Ohio Office of Consumer's Counsel, klientów przemysłowych, Ohio Sierra Club i United Mine Workers w powiązanych z American Electric Power Company kopalniach węgla o wysokiej zawartości siarki Meigs, budownictwo Skruberów przez AEP w jej dwuczęściowej elektrowni Gavin o mocy 2600 MWe w Ohio miało kosztować około 835 milionów dolarów, zmniejszając tam emisję dwutlenku siarki o 95%. W lutym 1993 r. AEP nadal nie było pewne, czy Komisja ds. Usług Publicznych Ohio zezwoli na przeniesienie uprawnień do emisji z zarośla Gavina do jednostek fazy I w innych stanach. W związku z tym konieczne było podjęcie znacznych zobowiązań finansowych na podstawie najlepszej oceny planistów użyteczności publicznej, a budowę rozpoczęto przy braku ostatecznych informacji lub ostatecznych zezwoleń organów regulacyjnych.

Innowacje w kontraktach na dostawy węgla

Ryzyka związane z taką niepewnością stymulowały innowacyjność kontraktów na zakup węgla przez przedsiębiorstwa energetyczne. Na rynku nabywcy przedsiębiorstwa użyteczności publicznej renegocjowały stare umowy i podpisywały nowe z różnymi postanowieniami mającymi na celu zarządzanie ryzykiem i zwiększenie elastyczności przyszłych decyzji. Na przykład Ohio Edison podpisało pod koniec 1991 roku kontrakty typu „high/low” z trzema dostawcami węgla. W ramach tych umów zakład energetyczny mógłby 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 wysyłania węgla o wysokiej zawartości siarki zamiast węgla o niskiej zawartości siarki, jeśli zapewni wystarczające uprawnienia do emisji, aby węgiel ten mógł być spalany bez kary. W tym przypadku dostawca zapłacił za uprawnienia, a przedsiębiorstwo energetyczne zapłaciło cenę umowną za węgiel o niższej zawartości siarki.

Rozważane dodatkowe innowacyjne warunki umów wiązałyby premie cenowe i kary za węgiel o różnej zawartości siarki ze zmianami ceny rynkowej uprawnień do emisji dwutlenku siarki; handel uprawnieniami do emisji z dostawcami węgla jako częściowa zapłata za węgiel niskosiarkowy; lub ustalić większe rozbieżności w ilości i cenach dla różnych gatunków węgla w ramach jednego kontraktu. AMAX Energy zakupił nieujawnioną liczbę uprawnień do emisji od Long Island Lighting Company , które zaoferował w pakietach wraz z 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.

Ceny rynkowe

Departament Energii Stanów Zjednoczonych oszacował w 1991 r., że zainstalowany koszt modernizacji na tonę urządzeń do kontroli zanieczyszczeń SO ₂ (płuczki) w istniejących jednostkach wyniesie od 665 do 736 USD/tonę. Jednak rok 2005 był pierwszym rokiem, w którym cena uprawnienia SO ₂ osiągnęła ten poziom. W grudniu 2005 r. zarejestrowano kilka transakcji po cenie nieco ponad 1600 USD/tonę. Przy tych stawkach instalacja skruberów i redukcja zanieczyszczenia powietrza była tańsza niż zakup uprawnień do emisji SO ₂ i dalsze zanieczyszczanie. Następnie cena rynkowa uprawnień do emisji SO ₂ spadła do około 88 USD/tonę w sierpniu 2009 r.

Udział grup obywatelskich

Obywatele i grupy mogą kupować uprawnienia do emisji dwutlenku siarki wraz z przedsiębiorstwami energetycznymi i innymi producentami zanieczyszczenia powietrza na corocznych aukcjach prowadzonych przez amerykańską Agencję Ochrony Środowiska (EPA) i Chicago Board of Trade. Każdego roku US EPA sprzedaje oferentowi, który zaoferuje najwyższą cenę, około 250 000 uprawnień do emisji zanieczyszczeń, które umożliwiają ich właścicielom emisję jednej tony dwutlenku siarki.

Żadna krajowa organizacja ekologiczna nigdy nie brała udziału w dorocznej aukcji EPA, ale niewielka liczba lokalnych grup brała w niej udział od wielu lat, najwyraźniej kierując się teorią, że zmniejszenie podaży uprawnień może pewnego dnia podnieść cenę ich nabycia. Na przykład jedną z najstarszych z tych grup jest „Acid Rain Retirement Fund” (ARRF), społeczna grupa edukacyjna non-profit, składająca się wyłącznie z wolontariuszy. ARRF od 1995 r. zbiera pieniądze i licytuje wraz z zanieczyszczającymi, aby uzyskać tyle uprawnień, ile mogą kupić ich fundusze. Ale zamiast ich używać lub handlować, ARRF wycofuje je na stałe, usuwając uprawnienia z rynku i utrzymując dwutlenek siarki z dala od powietrza.

Wraz z uprawnieniami zakupionymi w poprzednich latach ARRF w 2013 roku posiada prawo do emisji 2 826 000 funtów (1 413 ton) dwutlenku siarki rocznie, plus ilość, której nie wyemitowała w ramach uprawnień zakupionych w poprzednich latach. Ponieważ w latach 1996–2013 nie skorzystał z prawa do emisji jakichkolwiek zanieczyszczeń, „przechowując” swoje uprawnienia do emisji na przyszłość, ARRF ma prawo wyemitować łącznie 4 644 000 funtów - czyli 2322 ton - dwutlenku siarki w 2013 r. To ilość wzrośnie o kolejne 100 ton w 2018 r., kiedy to uprawnienia ARRF zakupione w aukcji 7-letniego wyprzedzenia 2011 r. będą mogły być wykorzystane.

Analiza wyników aukcji EPA z lat 1993–2013 wskazuje, że grupy lub osoby takie jak ARRF, które zakupiły uprawnienia do emisji w celach innych niż uwolnienie zanieczyszczenia powietrza, obecnie posiadają prawo do emisji 3188 ton rocznie. Chociaż większość kupiła tylko jedną lub kilka ton, daje to znacznie więcej niż 760 ton rocznie przydzielonych przez prawo dla węglowej jednostki wytwórczej Miami Fort nr 5 w Ohio.

Ponieważ we wcześniejszych latach dokonano wielu zakupów i nagromadziły się niewykorzystane uprawnienia, grupy te posiadają prawo do emisji 23 012 ton dwutlenku siarki w 2013 roku. To więcej niż roczny przydział uprawnień dla 168 z 250 najbrudniejszych jednostek wytwórczych w Stanach Zjednoczonych (niektóre mogą emitować prawie 95 000 ton rocznie).

Skuteczność

Ogólnie rzecz biorąc, program dotyczący limitów i handlu został uznany za udany przez EPA, przemysł, ekonomistów i niektóre grupy ekologiczne, takie jak Fundusz Obrony Środowiska , podczas gdy sceptyczni ekolodzy argumentowali, że redukcja emisji nastąpiła z powodu ogólnych trendów niezwiązanych z programem. EPA wykorzystała tak zwany Zintegrowany Model Planowania (IPM) do oszacowania wpływu Programu Kwaśnych Deszczów (ARP). Dane wyjściowe z modelu mówią, że roczna emisja dwutlenku siarki została zmniejszona o 8 mln ton (z 17,3 do 9,3), tlenków azotu o 2,7 mln ton (z 7,6 do 5), a rtęci o 10 ton (z 52 do 42). Trudno jednak oszacować emisje, które miałyby miejsce bez ARP. Na przykład EPA zaktualizowała swoją analizę, aby odzwierciedlić wpływ węgla o niskiej zawartości siarki, który stał się bardziej ekonomiczny ze względu na ograniczenie transportu, co skłoniło EPA do zmniejszenia szacunków wpływu ARP na emisje dwutlenku siarki o milion ton .

Od lat 90. XX wieku emisje SO ₂ spadły o 40%, a według Pacific Research Institute poziom kwaśnych deszczy spadł o 65% od 1976 r. Jednakże, chociaż zmniejszył emisje o 40%, program US Acid Rain nie zmniejszył SO ₂ emisje w takim samym stopniu, jak konwencjonalna regulacja stosowana w Unii Europejskiej (UE), która ograniczyła emisję SO ₂ o ponad 70%. Dlatego skuteczność elementu handlu emisjami jako mechanizmu była krytykowana, ponieważ EPA również stosowała regulacje w celu osiągnięcia redukcji, ponieważ wszystkie obszary kraju „musiały spełniać krajowe, zdrowotne normy jakości powietrza, które są odrębne od wymagania programu Acid Rain”.

W 2007 r. całkowita emisja SO ₂ wyniosła 8,9 mln ton, osiągając długoterminowy cel programu przed ustawowym terminem wyznaczonym na 2010 r. W 2008 r. emisja SO ₂ spadła jeszcze niżej – do 7,6 mln ton, czyli znacznie mniej niż w przypadku przepisów nakazowo-kontrolnych.

EPA szacuje, że do 2010 roku całkowite koszty przestrzegania programu dla firm i konsumentów wyniosą od 1 do 2 miliardów dolarów rocznie, czyli tylko jedną czwartą tego, co pierwotnie przewidywano.

Ogólnym problemem związanym z programami limitów i handlu była nadmierna alokacja, w wyniku której limit jest wystarczająco wysoki, aby źródła emisji nie musiały ograniczać swoich emisji. ARP miał „wczesną nadmierną alokację” podczas fazy I, co pozwoliło źródłom emisji na „zgromadzenie” swoich uprawnień na przyszłe lata. W fazie II źródła emisji pobierały swoje zdeponowane uprawnienia. W 2006 r. emisje ponownie znalazły się poniżej limitu, co doprowadziło do dalszego bankructwa.

fundusz emerytalny

Acid Rain Retirement Fund (ARRF) to działająca w całości ochotniczo, edukacyjna organizacja non-profit, założona w Maine , zajmująca się redukcją zanieczyszczeń poprzez zakup i „wycofanie” zbywalnych uprawnień do emisji dwutlenku siarki wydanych przez amerykańską Agencję Ochrony Środowiska ’s Acid Program deszczowy. ARRF powstał w 1995 roku iw tym roku zakupił swoje pierwsze uprawnienia. Dostarcza obywatelom informacji o dostępie do rynków zanieczyszczeń, wraz z możliwością bezpośredniego zapobiegania zanieczyszczeniom.

Zbywalne uprawnienia do emisji

Zgodnie z ustawą o czystym powietrzu z 1990 roku, co roku w marcu Agencja Ochrony Środowiska Stanów Zjednoczonych sprzedaje oferentowi, który zaoferował najwyższą cenę, około 250 000 uprawnień do emisji zanieczyszczeń, które umożliwiają firmom emisję jednej tony dwutlenku siarki. Firmom tym grożą ustawowe kary w wysokości 2000 USD za tonę za każdą tonę dwutlenku siarki, którą wyemitują ponad te, na które posiadają uprawnienia. Uprawnienia do emisji są kupowane i sprzedawane codziennie za pośrednictwem Chicago Board of Trade, podobnie jak soja, ryż lub inne towary. Każdego roku dostępna jest tylko ograniczona liczba uprawnień. Po wykorzystaniu tych uprawnień nie można już ich wydać. Fundusz Emerytalny Acid Rain zbiera pieniądze i licytuje wraz z zanieczyszczającymi na corocznych aukcjach o tyle uprawnień, ile ich fundusze mogą kupić. Ale zamiast ich używać lub handlować, ARRF wycofuje je na stałe, usuwając uprawnienia z rynku i utrzymując dwutlenek siarki z dala od powietrza. W ten sposób każdy przydział zanieczyszczeń, który ARRF wycofuje z obiegu, uniemożliwia legalną emisję tych zanieczyszczeń do powietrza.

Wpływ dwutlenku siarki

Dwutlenek siarki jest głównym czynnikiem powodującym kwaśne deszcze, powodując zaburzenia oddychania, pogarszając widoczność, szkodząc zdrowiu ryb i dzikich zwierząt oraz degradując jeziora i stawy. Badania wykazały, że jeziora i strumienie w Nowej Anglii powoli odbudowują się po kwaśnych deszczach, w porównaniu do niektórych w Wisconsin, Nowym Jorku i Pensylwanii. Kwaśne deszcze niosą ze sobą osadzanie się rtęci, które razem powodują ogromne szkody dla zdrowia ludzi i środowiska. Badania przeprowadzone przez Hubbard Brook Research Foundation niedawno zidentyfikowały dziewięć podejrzanych gorących punktów rtęci w północno-wschodnich Stanach Zjednoczonych i Kanadzie. Ekonomista z Uniwersytetu Harvarda, Robert Stavins, szacuje, że od czasu wejścia w życie Programu Kwaśnych Deszczów w Stanach Zjednoczonych zaoszczędzono około 1 miliarda dolarów rocznie.

Programy edukacyjne

Fundusz Emerytalny Acid Rain wykorzystuje udział w rynkach zanieczyszczeń jako sposób na edukację dzieci i dorosłych na temat źródeł i szkodliwych skutków zanieczyszczenia powietrza i kwaśnych deszczy oraz działań, które ludzie mogą podjąć, aby zmniejszyć takie zanieczyszczenie. W klasach szkolnych odbywają się prezentacje na temat przyczyn i skutków kwaśnych deszczy, a uczniowie są zachęcani do zaprojektowania własnych działań związanych ze zbieraniem funduszy.

Osiągnięcia

ARRF uczestniczy w corocznych aukcjach uprawnień do emisji EPA od 1995 r., aw 2013 r. posiada prawo do emisji 1413 ton dwutlenku siarki rocznie, plus ilość, której nie wyemitowała w poprzednich latach. Ponieważ ARRF nie skorzystał z prawa do emisji jakichkolwiek zanieczyszczeń w latach 1996-2013, „przechowując” swoje uprawnienia do emisji na przyszłość, ARRF w 2013 r. posiada prawo do wyemitowania łącznie 2322 ton (4 644 000 funtów) dwutlenku siarki w 2013 r. Ilość ta wzrośnie o kolejne 100 ton w 2018 r., kiedy uprawnienia ARRF zakupione w aukcji 7-letniego wyprzedzenia z 2011 r. będą mogły być wykorzystane.

Według ARRF wyniki aukcji EPA z lat 1993-2013 wskazują, że grupy lub osoby, które zakupiły uprawnienia do emisji w celach innych niż uwolnienie zanieczyszczeń do powietrza, posiadają prawo do emisji 3188 ton dwutlenku siarki rocznie. Chociaż większość kupiła tylko jedną lub kilka ton, daje to znacznie więcej niż 760 ton rocznie przydzielonych przez prawo jednostce wytwórczej Miami Fort # 5 w Ohio.

Ponieważ we wcześniejszych latach dokonano wielu zakupów i nagromadziły się niewykorzystane uprawnienia, grupy te posiadają obecnie prawo do emisji 23 012 ton dwutlenku siarki w 2013 roku. To więcej niż roczny przydział uprawnień dla 168 z 250 najbrudniejszych jednostek wytwórczych w Stanach Zjednoczonych. (niektóre mogą emitować prawie 95 000 ton rocznie).

Zobacz też

System ciągłego monitorowania emisji

Linki zewnętrzne