El Programa de Lluvia Ácida es una iniciativa de mercado adoptada por la Agencia de Protección Ambiental de los Estados Unidos en un esfuerzo por reducir los niveles atmosféricos generales de dióxido de azufre y óxidos de nitrógeno , que causan la lluvia ácida . [1] El programa es una implementación del comercio de emisiones que se dirige principalmente a las centrales eléctricas que queman carbón , permitiéndoles comprar y vender permisos de emisión (llamados "permisos") de acuerdo con las necesidades y costos individuales. En 2011, el programa comercial que existía desde 1995 se complementó con cuatro programas comerciales separados bajo la Regla de contaminación del aire entre estados (CSAPR). [2] El 21 de agosto de 2012, la Corte de Apelaciones de los Estados Unidos para el Distrito de Columbia emitió su Opinión y Orden en la apelación de la Cross State Air Pollution Rule (CSAPR) por dos razones legales independientes. [3] La suspensión de la CSAPR se levantó en octubre de 2014, lo que permitió que comenzara la implementación de la ley y sus programas comerciales. [4]
Un estudio de 2021 encontró que el "Programa de lluvia ácida provocó mejoras duraderas en la calidad del aire ambiente", reduciendo el riesgo de mortalidad en un 5% en 10 años. [5]
El Título IV de las Enmiendas a la Ley de Aire Limpio de 1990 estableció el sistema de mercado de permisos conocido hoy como Programa de Lluvia Ácida. Inicialmente dirigido sólo al dióxido de azufre, el Título IV estableció un límite decreciente en las emisiones totales de SO 2 para cada uno de los siguientes años, con el objetivo de reducir las emisiones totales al 50% de los niveles de 1980. El programa no comenzó inmediatamente, sino que se implementó en dos etapas: Fase I (que comenzó el 1 de enero de 1995) y Fase II (que comenzó el 1 de enero de 2000). [6]
Las enmiendas a la Ley de Aire Limpio de 1990 establecieron como objetivo principal la reducción de las emisiones anuales de SO 2 en 10 millones de toneladas por debajo de los niveles de 1980 de aproximadamente 18,9 millones de toneladas. Para lograr estas reducciones para el año 2000, cuando comenzó un tope nacional de emisiones de dióxido de azufre de 8,95 millones de toneladas por año, la ley requería un endurecimiento en dos fases de las restricciones operativas impuestas a las centrales eléctricas alimentadas con combustibles fósiles (por ejemplo, carbón, petróleo, gas natural). El funcionamiento y la fijación de precios de un mercado de derechos de emisión no serían viables sin un límite regulatorio efectivo sobre el número total de derechos de emisión disponibles.
En la Fase I, la mitad de las reducciones totales fueron necesarias para el 1 de enero de 1995, en gran parte exigiendo a 110 plantas 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 fue identificada por su nombre y ubicación, y en el estatuto se especificó una cantidad de derechos de emisión en toneladas de emisiones permitidas de SO 2 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 más baja posible" de aproximadamente 0,6 libras por millón de unidades térmicas británicas (0,93 kg/MWh). El carbón con 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 menores emisiones 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 emisiones que podían utilizar en otra unidad, conservar para uso futuro o vender. Esto legitimó un mercado de derechos de emisión de dióxido de azufre, administrado por la Junta 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 derechos de emisión para cubrir sus emisiones reales totales para cada año del período de extensión.
En la Fase II, todas las unidades alimentadas con fósiles de más de 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. A partir de entonces, se les exigía que obtuvieran un permiso de emisión. por cada tonelada de dióxido de azufre emitida, sujeto a una multa obligatoria de $2,000.00 por cada tonelada emitida en exceso de los permisos poseídos. La Agencia de Protección Ambiental de Estados Unidos (EPA) distribuye asignaciones equivalentes a 8,95 millones de toneladas cada año (el límite de emisiones), basándose en cálculos del uso histórico de Btu para cada unidad, y puede asignar varias pequeñas "reservas adicionales" de asignaciones.
Las Enmiendas de 1990 también exigieron reducciones en las emisiones de óxido de nitrógeno (NOx ) en las unidades de la Fase I. Los factores clave en la formación de NOx son la temperatura de la llama y los niveles de oxígeno presentes para la combustión. [10] La instalación de modernizaciones de quemadores con bajo contenido de NOx es el medio más común de cumplimiento, y 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 gas de chimenea y quemadores de bajo NOx al mismo tiempo. La tecnología de quemadores con bajo contenido de NOx estaba disponible y era considerablemente menos costosa que la instalación de depuradores, [12] por lo que la mayoría de las empresas de servicios eléctricos consideraban que el control de NOx era menos exigente.
El componente de comercio de derechos de SO 2 basado en el mercado del Programa de Lluvia Ácida tenía como objetivo permitir a las empresas de servicios públicos adoptar la estrategia más rentable para reducir las emisiones de SO 2 . Cada permiso de operación del Programa de Lluvia Ácida describe requisitos específicos y opciones de cumplimiento elegidas por cada fuente. También se requirió que las empresas de servicios públicos afectadas instalaran sistemas que monitoreen continuamente las emisiones de SO 2 , NO x y otros contaminantes relacionados para poder seguir el progreso, garantizar el cumplimiento y brindar credibilidad al componente comercial del programa. Los datos de monitoreo se transmiten a la EPA diariamente a través de sistemas de telecomunicaciones.
Las estrategias para el cumplimiento de los controles de calidad del aire han sido componentes importantes de la planificación y las operaciones de las empresas de servicios eléctricos desde mediados de los años 1970, afectando la elección de combustibles, tecnologías y ubicaciones para la construcción de nueva capacidad de generación. [13] Las estrategias de servicios públicos para el cumplimiento de las nuevas normas sobre dióxido de azufre incluían una combinación de opciones con diferentes costos financieros: [14]
Parte de la limpieza del carbón puede ocurrir en combinación con otras acciones como el lavado o la mezcla de carbones con contenido variable de azufre, pero las empresas de servicios públicos generalmente prefieren que los proveedores de carbón asuman los costos de las operaciones de limpieza. Algunos observadores estimaron que entre un 20% y un 30% del azufre se puede eliminar mediante la limpieza o mezcla del carbón, y entre un 50% y un 70% con equipos de control de emisiones. [11]
Para el cumplimiento de la Fase II las opciones eran numerosas, pero para la Fase I estaban limitadas por el tiempo disponible para implementar una decisión. Debido a que se necesitan de 3 a 5 años para diseñar y construir un depurador en una unidad de carbón existente, y más tiempo para repotenciar o construir una nueva instalación (por ejemplo, de 6 a 11 años para las unidades de carbón, de 10 a 14 años para las unidades nucleares), [ 15] las opciones de decisión de las empresas de servicios eléctricos para las plantas de la Fase I se limitaron a depurar, cambiar de combustible, comprar o transferir derechos de emisión para permitir el uso continuo de carbón con alto contenido de azufre, retirar unidades o recortar la utilización de las unidades y sustituir la capacidad de otra fuente.
Los retrasos en la asignación de créditos de bonificación de "limpieza temprana" y la programación de la primera subasta de derechos de emisión en marzo de 1993 [16] eliminaron efectivamente estos incentivos de la toma de decisiones de cumplimiento real de la mayoría de las empresas eléctricas. Debido al tiempo que lleva construir el equipo de control de la contaminación del aire , los compromisos financieros y contractuales con los depuradores tuvieron que hacerse antes del verano de 1992 para que las modificaciones de la planta estuvieran operativas a tiempo para cumplir con las nuevas normas en 1995. Por lo tanto, las decisiones debían tomarse antes Se conocían el precio y la asignación de derechos de emisión. En consecuencia, la mayoría de los proyectos de depuradores para cumplir con el plazo de 1995 estaban en marcha en el otoño de 1992.
De las 261 unidades en 110 ubicaciones de plantas afectadas por las limitaciones de emisiones de la Fase I, cinco funcionaban con petróleo, cinco unidades alimentadas con carbón fueron retiradas y una unidad alimentada con carbón fue puesta en estado de espera en frío antes de la aprobación de la legislación en 1990. Las seis unidades de carbón inactivas recibieron por ley un total de 36.020 toneladas de derechos de emisión de dióxido de azufre de la Fase I.
El Departamento de Energía de Estados Unidos (DOE) estimó en 1991 que esta ganancia inesperada comercializable valía entre 665 y 736 dólares por tonelada, [17] por un total de 23,9 a 26,5 millones de dólares. Sin embargo, las compras reales de derechos de emisión en 1992 se informaron a un precio inferior al esperado: 300 dólares por tonelada. [18] Los derechos de emisión subastados en marzo de 1993 se vendieron entre 122 y 450 dólares por tonelada, [19] reduciendo las ganancias inesperadas de estos derechos de emisión a 4,4 a 16,2 millones de dólares. Mientras tanto, los propietarios de una unidad jubilada en 1985, el Des Moines Energy Center de 119 MWe, recibieron 93 millones de dólares en financiación 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 ] reincorporándolo a la producción en 1996.
Excluyendo esas 11 unidades, 250 unidades activas alimentadas con carbón en 105 plantas en 21 estados estuvieron sujetas a la Fase I de reducciones de emisiones de dióxido de azufre en 1995. Los estados que tenían 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), Missouri (16) y Virginia Occidental (14). En conjunto, las unidades de la Fase I representaron el 20% de las 1.250 unidades generadoras operables a carbón en Estados Unidos en 1990.
Estas 250 unidades tenían una capacidad de generación máxima en verano de 79.162 MWe en 1990, con una media de 317 MWe/unidad. Esta capacidad representó aproximadamente el 27% de la capacidad instalada de verano alimentada con carbón y aproximadamente el 11,5% de la capacidad total instalada de generación de verano en Estados Unidos en 1990. [20] Alrededor de 207 millones de toneladas, casi el 90% del carbón comprado por las plantas de la Fase I en 1990, produjo emisiones de dióxido de azufre que excedieron la tasa de emisiones de 1995 de 2,5 lbs/mm Btu sin utilizar equipo de control de contaminación. [8]
La edad de las 250 unidades de carbón de la Fase I oscilaba entre 17 y 46 años cuando las normas entraron en vigor, con una media de 34 años. En 1995, 111 unidades activas de la Fase I (23%) tenían 35 años o más, y sólo 8 (6%) tenían menos de 20 años. La edad promedio de 35 unidades alimentadas con carbón retiradas durante 1988-1991 fue de 44,6 años, con un rango de 14 a 74 años. [21] Estas unidades variaban en tamaño desde 1 hasta 107 MWe de capacidad de verano. Varias habían estado en espera (por ejemplo, disponibles para su uso durante paradas programadas regularmente de otras unidades para mantenimiento) durante muchos años antes de su retiro. Aproximadamente la mitad (a menudo las unidades más antiguas) fueron diseñadas para "coencender" con gas natural o fueloil, y podrían funcionar utilizando estos combustibles en lugar de carbón si se desea.
Tanto el número como la edad promedio de las unidades alimentadas con carbón retiradas aumentaron sustancialmente entre 1988 y 1991, lo que indica que las empresas de servicios públicos estaban retirando del estado de disponibilidad unidades muy antiguas que ya no esperaban utilizar, evitando así los costos de mantenimiento necesarios para mantenerlas en espera. A modo de comparación, las seis unidades de carbón de la Fase I retiradas antes de 1990 tenían entre 21 y 35 años cuando fueron retiradas de servicio, con una media de 31 años. [8]
La edad de estas unidades fue 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 más baratas de todas las operadas por sus respectivos propietarios, en términos de costo por megavatio-hora de energía producida. En comparación con otras plantas en el sistema de una empresa de servicios públicos, estas unidades brindaron incentivos a sus propietarios para maximizar el tiempo de operación, minimizar el tiempo de inactividad para reparaciones o modernizaciones y minimizar mayores inversiones de capital en ellas. [8]
Debido a que el capital en tales plantas normalmente se amortiza en 20 a 30 años, las inversiones en la mayoría de ellas se recuperaron completamente en 1995. Para justificar grandes inversiones de capital adicionales en plantas que pueden tener una vida útil restante de 10 años o menos, en ausencia de reconstrucción de las calderas, suele ser difícil. Además, debido a que las grandes unidades generadoras alimentadas con carbón tienden a alcanzar eficiencias máximas de operación y combustión durante los primeros tres años de operación, disminuyendo gradualmente a lo largo de su vida útil, estas antiguas plantas se encontraban entre las fuentes más sucias de contaminación del aire en la industria de servicios eléctricos. [8] Pudieron operar durante muchos años sin reducir sustancialmente las emisiones, cuando otras plantas debían instalar el "mejor equipo disponible" de control de la contaminación del aire de conformidad con las Enmiendas a la Ley de Aire Limpio de 1977.
Las empresas eléctricas enfrentaron incertidumbres sustanciales al planificar estrategias de cumplimiento. Estos incluían el precio futuro y la disponibilidad de combustibles; el valor de los derechos de emisión y el funcionamiento de los mercados para los mismos; la manera en que las comisiones estatales de servicios públicos y el Servicio de Impuestos Internos asignarían los costos de depuración o cambio de combustibles y el valor de los derechos de emisión; directrices contables, revisiones de los contratos interestatales de venta de energía a granel y posible intervención de la Comisión Federal Reguladora de Energía en las transferencias interestatales de derechos de emisión por parte de sociedades holding multiestatales . Cambios en la competitividad de diversas tecnologías de generación y control de la contaminación; una miríada de nuevas acciones normativas requeridas por la Ley de Aire Limpio; y también fueron motivo de gran preocupación la posibilidad de una nueva legislación que limitara las emisiones de dióxido de carbono, imponiendo un impuesto a las emisiones de carbono o al uso de Btu. [22] Una regla final que alivió cierta incertidumbre sobre el monitoreo continuo de las emisiones, los requisitos de permisos y el funcionamiento del sistema de derechos de emisiones no se emitió hasta enero de 1993, [23] mucho después de que se tuvieron que desarrollar estrategias de cumplimiento y tomar decisiones de inversión importantes.
En este contexto, los ejecutivos de las empresas de servicios públicos debían tomar decisiones de inversión comprometiendo millones de dólares durante períodos prolongados. Como lo resumió un gerente de una empresa de servicios públicos: "Las decisiones importantes deben tomarse 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 del Asesor del Consumidor de Ohio, clientes industriales, el Sierra Club de Ohio y los Trabajadores Mineros Unidos de Meigs, filial de carbón con alto contenido de azufre de American Electric Power Company, En las minas, se esperaba que la construcción de depuradores por parte de AEP en su planta Gavin de dos unidades y 2.600 MWe en Ohio costara alrededor de 835 millones de dólares, lo que reduciría las emisiones de dióxido de azufre 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 matorral de Gavin a unidades de Fase I en otros estados. [26] Por lo tanto, se tuvieron que asumir compromisos financieros sustanciales sobre la base de los mejores juicios de los planificadores de servicios públicos y la construcción comenzó en ausencia de información definitiva o aprobaciones regulatorias finales.
Los riesgos asociados con tal incertidumbre estimularon la innovación en los contratos de compra de carbón por parte de las empresas eléctricas. En un mercado de compradores, las empresas de servicios públicos renegociaban contratos antiguos y firmaban otros nuevos con una variedad de disposiciones diseñadas para gestionar los riesgos y aumentar la flexibilidad para decisiones futuras. Por ejemplo, Ohio Edison firmó contratos "alto/bajo" a finales de 1991 con tres proveedores de carbón. Según estos acuerdos, la empresa de servicios públicos podría 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 pagó los derechos de emisión y la empresa de servicios públicos pagó el precio del contrato por el carbón con menor contenido de azufre. [27]
Otras condiciones contractuales innovadoras que se están considerando vincularían las primas de precio y las sanciones pagadas por el carbón con diferentes niveles de contenido de azufre a los cambios en el precio de mercado de los derechos de emisión de dióxido de azufre; intercambiar derechos de emisión con proveedores de carbón como pago parcial por el carbón con bajo contenido de azufre; o establecer variaciones mayores en cantidad y precios para diferentes calidades de carbón en un solo contrato. [28] AMAX Energy compró un número no revelado de derechos de emisión de 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 eléctricas como compradores y vendedores de derechos de emisión de dióxido de azufre comercializables.
En 1991, el Departamento de Energía de Estados Unidos estimó que el costo de modernización instalado por tonelada de equipo de control de la contaminación por SO 2 (depuradores) en unidades existentes estaría en el rango de $665 a $736/tonelada. [30] Sin embargo, 2005 fue el primer año en que el precio de un derecho de emisión de SO 2 alcanzó este nivel. En diciembre de 2005, se registraron algunas transacciones a poco más de 1.600 dólares la tonelada. [31] A esas tarifas, era menos costoso instalar depuradores y reducir la contaminación del aire que comprar derechos de emisión de SO 2 y seguir contaminando. Posteriormente, el precio de mercado de los derechos de emisión SO 2 disminuyó hasta situarse en torno a 88 dólares la tonelada en agosto de 2009.
Los ciudadanos y los grupos pueden comprar derechos de emisión de dióxido de azufre junto con las empresas eléctricas y otros productores de contaminación del aire en subastas anuales realizadas por la Agencia de Protección Ambiental de Estados Unidos (EPA) y en la Junta de Comercio de Chicago. [32] Cada año, la EPA de EE.UU. subasta al mejor postor unos 250.000 derechos de emisión de contaminantes que permiten a sus propietarios emitir una tonelada de dióxido de azufre.
Ningún grupo ambientalista nacional ha ofertado nunca en la subasta anual de la EPA, pero un pequeño número de grupos locales han participado durante muchos años, aparentemente con la teoría de que reducir la oferta de derechos de emisión algún día podría hacer subir el precio de su adquisición. Por ejemplo, uno de los grupos más antiguos es el "Acid Rain Retirement Fund" (ARRF), un grupo educativo comunitario sin fines de lucro y totalmente voluntario. ARRF ha recaudado dinero y ofertado junto con los contaminadores desde 1995 para obtener tantos derechos de emisión como sus fondos puedan comprar. Pero en lugar de utilizarlos o comercializarlos, la ARRF los retira permanentemente, retirando derechos del mercado y manteniendo el dióxido de azufre fuera del aire. [33]
Junto con los derechos adquiridos en años anteriores, en 2013 la ARRF posee el derecho de emitir 2.826.000 libras (1.413 toneladas) de dióxido de azufre por año, más cualquier cantidad que no haya emitido bajo los derechos adquiridos en años anteriores. Como no ejerció su derecho a emitir ningún tipo de contaminación durante el período 1996-2013, "guardando" sus derechos de emisión para el futuro, el ARRF tiene el derecho legal de emitir un total de 4.644.000 libras (o 2.322 toneladas) de dióxido de azufre en 2013. La cantidad aumentará en otras 100 toneladas en 2018, cuando los derechos de emisión ARRF adquiridos en la subasta anticipada de 7 años de 2011 sean elegibles para su uso. [34]
El examen de los resultados de las subastas de la EPA entre 1993 y 2013 indica que grupos o individuos como ARRF, que compraron derechos de emisión para fines distintos de liberar contaminación del aire, ahora poseen el derecho de emitir 3.188 toneladas por año. [34] Aunque la mayoría ha comprado sólo una o unas pocas toneladas, esto suma considerablemente más que las 760 toneladas/año asignadas por ley a la unidad generadora de carbón Miami Fort #5 en Ohio. [35]
Dado que muchas compras se realizaron en años anteriores y se han acumulado derechos de emisión no utilizados, estos grupos poseen el derecho a emitir 23.012 toneladas de dióxido de azufre en 2013. Esto es más que la asignación anual de derechos de emisión a 168 de las 250 unidades generadoras más sucias de Estados Unidos. (algunos tienen permitido emitir casi 95.000 toneladas/año). [35]
En general, el programa de límites máximos y comercio ha sido aclamado como exitoso por la EPA, la industria, los economistas y ciertos grupos ambientalistas como el Fondo de Defensa Ambiental , mientras que los ambientalistas escépticos han argumentado que la reducción de las emisiones se produjo debido a tendencias amplias no relacionadas con el programa. [36] La EPA ha utilizado lo que se llama el Modelo de Planificación Integrada (IPM) para estimar el efecto del Programa de Lluvia Ácida (ARP). Los resultados del modelo dicen que las emisiones anuales de dióxido de azufre se redujeron en 8 millones de toneladas (de 17,3 a 9,3), las de óxidos de nitrógeno en 2,7 millones de toneladas (de 7,6 a 5) y las de mercurio en 10 toneladas (de 52 a 42). Sin embargo, es difícil estimar las emisiones que se habrían producido sin el ARP. Por ejemplo, la EPA actualizó su análisis para reflejar el efecto de que el carbón con bajo contenido de azufre se vuelva más económico debido a la reducción del transporte, lo que llevó a la EPA a reducir su estimación del impacto del ARP por las emisiones de dióxido de azufre en un millón de toneladas. [37]
Desde la década de 1990, las emisiones de SO 2 han disminuido un 40% y, según el Pacific Research Institute , los niveles de lluvia ácida han disminuido un 65% desde 1976. [38] Sin embargo, aunque redujo las emisiones en un 40%, el Programa de Lluvia Ácida de EE. UU. no lo ha logrado. redujo las emisiones de SO 2 tanto como la regulación convencional aplicada en la Unión Europea (UE), que redujo las emisiones de SO 2 en más de un 70%. [39] Por lo tanto, se ha criticado la eficacia del elemento de comercio de emisiones como mecanismo, ya que la EPA también utilizó regulaciones para lograr las reducciones, ya que todas las áreas del país "tenían que cumplir con estándares nacionales de calidad del aire basados en la salud que son independientes de los requisitos del Programa de Lluvia Ácida". [40]
En 2007, las emisiones totales de SO 2 fueron de 8,9 millones de toneladas, logrando el objetivo a largo plazo del programa antes de la fecha límite legal de 2010. [41] En 2008, las emisiones de SO 2 cayeron aún más, a 7,6 millones de toneladas, [42] lo que fue considerablemente menor que el de las regulaciones de comando y control. [43]
La EPA estima que para 2010, los costos generales de cumplir con el programa para empresas y consumidores serán de mil millones a dos mil millones de dólares al año, sólo una cuarta parte de lo que se predijo originalmente. [38]
Un problema general con los programas de límites máximos y comercio ha sido la sobreasignación, en la que el límite es lo suficientemente alto como para que las fuentes de emisiones no necesiten reducirlas. ARP tuvo una "sobreasignación temprana" durante la Fase I, lo que permitió a las fuentes de emisión "guardar" sus derechos para años futuros. En la Fase II, las fuentes de emisión retiraron sus derechos de emisión acumulados. En 2006, las emisiones estuvieron nuevamente por debajo del límite, lo que llevó a una mayor bancarización. [44]
El Fondo de Jubilación por Lluvia Ácida (ARRF) es una organización educativa ambiental sin fines de lucro y totalmente voluntaria, constituida en Maine , dedicada a reducir la contaminación mediante la compra y "retirada" de derechos de emisiones comercializables de dióxido de azufre emitidos por la Agencia de Protección Ambiental de EE. UU. Programa de lluvia. La ARRF se creó en 1995 y adquirió sus primeros derechos de emisión ese año. Proporciona a los ciudadanos información sobre el acceso a los mercados de contaminación, junto con la capacidad de prevenir directamente la contaminación.
De conformidad con la Ley de Aire Limpio de 1990, [45] cada año en marzo, la Agencia de Protección Ambiental de Estados Unidos subasta al mejor postor alrededor de 250.000 derechos de contaminación que permiten a las empresas emitir una tonelada de dióxido de azufre. Esas empresas se enfrentan a sanciones legales de 2.000 dólares por tonelada por cada tonelada de dióxido de azufre que emiten en exceso de aquellas para las que poseen derechos. [46] Los derechos 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. Cada año sólo se dispone de un número limitado de prestaciones. Una vez utilizados esos derechos, no se podrán emitir más. El Fondo de Jubilación por Lluvia Ácida recauda dinero y puja junto con los contaminadores en las subastas anuales por tantos derechos de emisión como sus fondos puedan comprar. Pero en lugar de usarlos o comercializarlos, el ARRF los retira permanentemente, retirando derechos del mercado y manteniendo el dióxido de azufre fuera del aire. Por lo tanto, cada derecho de contaminación que la ARRF elimina de la circulación impide que la contaminación se emita legalmente al aire.
El dióxido de azufre es el principal contribuyente a la lluvia ácida, provocando trastornos respiratorios, perjudicando la visibilidad, dañando 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 en Nueva Inglaterra se han recuperado lentamente del efecto de la lluvia ácida, en comparación con algunos en 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 realizada por la Fundación de Investigación Hubbard Brook identificó recientemente nueve puntos sospechosos de tener mercurio en el noreste de Estados Unidos y Canadá. [54] El economista de la Universidad de Harvard, Robert Stavins, estima que en Estados Unidos se han ahorrado alrededor de mil millones de dólares al año gracias a la limpieza desde que entró en vigor el Programa de Lluvia Ácida. [55] [56]
El Fondo de Jubilación por Lluvia Ácida utiliza la participación en los mercados de contaminación como una forma de educar a niños y adultos sobre las fuentes y los efectos perjudiciales de la contaminación del aire y la lluvia ácida, y las acciones que las personas pueden tomar para reducir dicha contaminación. Se realizan presentaciones en las aulas de las escuelas sobre las causas y efectos de la lluvia ácida y se anima a los estudiantes a diseñar sus propios esfuerzos de recaudación de fondos.
ARRF ha participado en las subastas anuales de derechos de emisión de la EPA cada año desde 1995, y en 2013 posee el derecho de emitir 1.413 toneladas de dióxido de azufre por año, más cualquier cantidad que no haya emitido en años anteriores. Debido a que el ARRF no ejerció su derecho a emitir ninguna contaminación durante 1996-2013, “guardando” sus derechos de emisión para el futuro, el ARRF en 2013 tiene el derecho legal de emitir un total de 2.322 toneladas (4.644.000 libras) de dióxido de azufre en 2013. Esa cantidad aumentará en otras 100 toneladas en 2018, cuando los derechos de emisión ARRF adquiridos en la subasta anticipada de 7 años de 2011 sean elegibles para su uso. [34]
Según la ARRF, los resultados de la subasta de la EPA de 1993 a 2013 indican que los grupos o individuos que compraron derechos de emisión para fines distintos de liberar contaminación del aire poseen el derecho de emitir 3.188 toneladas por año de dióxido de azufre. [34] Aunque la mayoría ha comprado sólo una o unas pocas toneladas, esto suma considerablemente más que las 760 toneladas/año asignadas por ley a la unidad generadora Miami Fort #5 en Ohio. [57]
Dado que muchas compras se realizaron en años anteriores y se han acumulado derechos de emisión 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 derechos de emisión a 168 de las 250 unidades generadoras más sucias. en Estados Unidos (a algunos se les permite emitir casi 95.000 toneladas/año). [57]
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