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") según las necesidades y los costos individuales. En 2011, el programa de comercio que existía desde 1995 se complementó con cuatro programas de comercio separados bajo la Regla de Contaminación Atmosférica Transestatal (CSAPR). [2] El 21 de agosto de 2012, el Tribunal de Apelaciones de los Estados Unidos para el Distrito de Columbia emitió su Opinión y Orden en la apelación de la Regla de Contaminación Atmosférica Transestatal (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 de comercio. [4]
Un estudio de 2021 concluyó que el “Programa de Lluvia Ácida” provocó mejoras duraderas en la calidad del aire ambiental, 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 derechos de emisión conocido hoy como Programa de Lluvia Ácida. Inicialmente, el Título IV se centraba únicamente en el dióxido de azufre y fijó un límite decreciente para las emisiones totales de SO2 para cada uno de los años siguientes, con el objetivo de reducir las emisiones generales al 50% de los niveles de 1980. El programa no comenzó de inmediato, 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 de 1990 a la Ley de Aire Limpio establecieron como objetivo principal la reducción de las emisiones anuales de SO2 en 10 millones de toneladas por debajo de los niveles de 1980, de aproximadamente 18,9 millones de toneladas. Para lograr estas reducciones en el año 2000, cuando comenzó a aplicarse un límite nacional de emisiones de dióxido de azufre de 8,95 millones de toneladas por año, la ley exigía 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 en ausencia de un límite regulatorio efectivo sobre el número total de derechos disponibles.
En la Fase I, la mitad de las reducciones totales se exigieron 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 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), y las emisiones más bajas se deben a un menor contenido de azufre o a 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 derecho de emisión 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 de Fase I que calificaba" que reducía las emisiones de dióxido de azufre en un 90%, calificaron para una extensión de dos años de la fecha límite de 1995, siempre que tuvieran derechos de emisión para cubrir sus emisiones reales totales para cada año del período de extensión.
En la Fase II, todas las unidades de combustión de combustibles 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, debían obtener una asignación de emisiones por cada tonelada de dióxido de azufre emitida, sujeta a una multa obligatoria de 2.000 dólares por cada tonelada emitida en exceso de las asignaciones que tenían. La Agencia de Protección Ambiental de los 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 (NO x ) en las unidades de la 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 modernizaciones de quemadores de bajo NO x es el medio más común de cumplimiento, generalmente reduciendo 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 se consideró menos exigente por la mayoría de las empresas eléctricas.
El componente de comercio de derechos de emisión de SO2 basado en el mercado del Programa de Lluvia Ácida tenía como objetivo permitir que las empresas de servicios públicos adoptaran la estrategia más rentable para reducir las emisiones de SO2 . Cada permiso de funcionamiento del Programa de Lluvia Ácida describe los requisitos específicos y las opciones de cumplimiento elegidas por cada fuente. Las empresas de servicios públicos afectadas también debían instalar sistemas que monitorearan continuamente las emisiones de SO2 , NOx y otros contaminantes relacionados para seguir el progreso, garantizar el cumplimiento y brindar credibilidad al componente de comercio 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 eléctricas 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 las empresas de servicios públicos para el cumplimiento de las nuevas normas de dióxido de azufre incluyeron una combinación de opciones con distintos costos financieros: [14]
La limpieza del carbón puede realizarse en combinación con otras acciones, como la depuración o la mezcla de carbones con distintos contenidos 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 el 20% y el 30% del azufre puede eliminarse mediante la limpieza o la mezcla del carbón, y entre el 50% y el 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 entre 3 y 5 años para diseñar y construir un depurador en una unidad de carbón existente, y más tiempo para renovar o construir una nueva instalación (por ejemplo, entre 6 y 11 años para las unidades de carbón, entre 10 y 14 años para las unidades nucleares), [15] las opciones de decisión de las compañías eléctricas para las plantas de la Fase I se limitaban 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.
Las demoras en la asignación de los créditos de bonificación por "depuración 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 para los depuradores tuvieron que hacerse antes del verano de 1992 si se quería que las modificaciones de la planta estuvieran operativas a tiempo para cumplir con las nuevas normas en 1995. Por lo tanto, las decisiones tuvieron que tomarse antes de que se conocieran el precio y la asignación de los derechos de emisión. En consecuencia, la mayoría de los proyectos de depuradores para cumplir con el plazo de 1995 estaban bien encaminados 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 eran unidades a petróleo, cinco unidades a carbón fueron retiradas y una unidad a carbón fue puesta en estado de espera en frío antes de la aprobación de la legislación en 1990. Las 6 unidades a carbón inactivas fueron receptoras legales de un total de 36.020 toneladas de derechos de emisión de dióxido de azufre de la Fase I.
El Departamento de Energía de los Estados Unidos (DOE) estimó en 1991 que esta ganancia inesperada comercializable ascendía a entre 665 y 736 dólares por tonelada, [17] lo que representaba un total de 23,9 a 26,5 millones de dólares. Sin embargo, se informó de que las compras reales de derechos de emisión en 1992 se hicieron a un precio inferior al esperado, de 300 dólares por tonelada. [18] Los derechos subastados en marzo de 1993 se vendieron a un precio de entre 122 y 450 dólares por tonelada, [19] lo que redujo la ganancia inesperada de estos derechos a entre 4,4 y 16,2 millones de dólares. Mientras tanto, los propietarios de una unidad que se jubiló 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 reabastecerla con una unidad de combustión de lecho fluidizado presurizado de 70 MWe a carbón, [8] poniéndola de nuevo en producción en 1996.
Excluyendo esas 11 unidades, 250 unidades de generación de energía a carbón activas en 105 plantas en 21 estados estuvieron sujetas a las reducciones 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 representaban el 20% de las 1.250 unidades generadoras de energía a carbón operativas en los EE.UU. 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 representaba alrededor del 27% de la capacidad instalada de carbón en verano y alrededor del 11,5% de la capacidad total de generación instalada en 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, produjeron 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 la contaminación. [8]
La edad de las 250 unidades de carbón de la Fase I oscilaba entre 17 y 46 años cuando entraron en vigor las normas, con una media de 34 años. En 1995, 111 unidades de la Fase I activas (23%) tenían 35 años o más, y sólo 8 (6%) tenían menos de 20 años. La edad media de las 35 unidades de carbón retiradas durante 1988-1991 era 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 espera (por ejemplo, disponibles para su uso durante paradas programadas regularmente de otras unidades para mantenimiento) durante muchos años antes de su retirada. Aproximadamente la mitad (a menudo las unidades más antiguas) estaban diseñadas para "co-combustión" con gas natural o fueloil, y podían funcionar utilizando estos combustibles en lugar de carbón si se deseaba.
Tanto el número como la edad promedio de las unidades a carbón retiradas de servicio 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 servicio. A modo de comparación, las 6 unidades a carbón de la Fase I retiradas antes de 1990 tenían una edad de entre 21 y 35 años cuando se retiraron de servicio, con una media de 31 años. [8]
La antigüedad de estas unidades fue importante 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 de mano de obra 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 a menudo estaban 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 empresa de servicios públicos, estas unidades proporcionaron incentivos a sus propietarios para maximizar el tiempo de operación, minimizar el tiempo de inactividad para reparaciones o modernizaciones y minimizar las inversiones de capital adicionales en ellas. [8]
Como el capital de estas plantas se amortiza normalmente en un período de 20 a 30 años, las inversiones en la mayoría de ellas se recuperaron por completo en 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, como las grandes unidades generadoras a carbón tienden a alcanzar las máximas eficiencias de funcionamiento y combustión durante los primeros tres años de funcionamiento, y luego disminuyen gradualmente a lo largo de su vida útil, estas antiguas plantas se encontraban entre las fuentes más contaminantes de la industria eléctrica. [8] Pudieron funcionar durante muchos años sin reducir sustancialmente las emisiones, mientras que a otras plantas se les exigió que instalaran 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 compañías eléctricas se enfrentaron a importantes incertidumbres a la hora de planificar sus estrategias de cumplimiento, entre ellas, el precio y la disponibilidad futuros de los combustibles, el valor de los derechos de emisión y el funcionamiento de los mercados para ellos, la forma en que las comisiones de servicios públicos estatales y el Servicio de Impuestos Internos asignarían los costos de depuración o cambio de combustibles y el valor de los derechos de emisión, las directrices contables, las revisiones de los contratos de venta de energía a granel interestatales y la posible intervención de la Comisión Federal de Regulación de la Energía en las transferencias interestatales de derechos de emisión por parte de sociedades holding multiestatales . Los cambios en la competitividad de diversas tecnologías de generación y control de la contaminación, una miríada de nuevas medidas normativas exigidas por la Ley de Aire Limpio y la posibilidad de una nueva legislación que limitara las emisiones de dióxido de carbono, impusiera un impuesto a las emisiones de carbono o al uso de Btu. [22] Una norma final que aliviara cierta incertidumbre sobre el control continuo de las emisiones, los requisitos de los permisos y el funcionamiento del sistema de derechos de emisión no se emitió hasta enero de 1993, [23] mucho después de que se tuvieran que desarrollar estrategias de cumplimiento y tomar importantes decisiones de inversión.
En este contexto, los ejecutivos de las empresas de servicios públicos tuvieron que tomar decisiones de inversión que comprometían millones de dólares durante períodos prolongados. Como 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 prolongada lucha 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 con alto contenido de azufre de Meigs, filial de la American Electric Power Company , se esperaba que la construcción de depuradores por parte de AEP en su planta de 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 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 las unidades de la Fase I en otros estados. [26] Por lo tanto, los planificadores de servicios públicos tuvieron que asumir compromisos financieros sustanciales basándose en los mejores juicios y la construcción comenzó en ausencia de información definitiva o aprobaciones regulatorias finales.
Los riesgos asociados a esa incertidumbre estimularon la innovación en los contratos de compra de carbón por parte de las empresas eléctricas. En un mercado de compradores, las empresas renegociaron los contratos antiguos y firmaron otros nuevos con una variedad de cláusulas diseñadas para gestionar los riesgos y aumentar la flexibilidad para futuras decisiones. Por ejemplo, Ohio Edison firmó contratos de "alto/bajo" a fines de 1991 con tres proveedores de carbón. En virtud de esos 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 ese carbón pudiera quemarse sin penalizaciones. En ese caso, el proveedor pagaba los derechos y la empresa pagaba el precio del contrato por el carbón con menor contenido de azufre. [27]
Los términos contractuales innovadores adicionales que se están considerando vincularían las primas de precio y las penalizaciones pagadas por 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 carbón con bajo contenido de azufre; o establecer variaciones mayores en la cantidad y los precios para diferentes calidades de carbón en un solo contrato. [28] AMAX Energy compró una cantidad no revelada de derechos de emisión de Long Island Lighting Company , que dijo que ofrecería en paquetes con sus contratos de carbón y gas natural. [29] Por lo tanto, 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 los Estados Unidos estimó que el costo de instalación de equipos de control de contaminación por SO2 ( depuradores) en las unidades existentes sería de entre 665 y 736 dólares por tonelada. [30] Sin embargo, 2005 fue el primer año en que el precio de un permiso de emisión de SO2 alcanzó este nivel. En diciembre de 2005, se registraron algunas transacciones a poco más de 1.600 dólares por tonelada. [31] A esas tarifas, era más barato instalar depuradores y reducir la contaminación del aire que comprar permisos de emisión de SO2 y seguir contaminando. Posteriormente, el precio de mercado de los permisos de emisión de SO2 disminuyó a alrededor de 88 dólares por tonelada en agosto de 2009.
Los ciudadanos y los grupos pueden comprar derechos de emisión de dióxido de azufre junto con las compañías eléctricas y otros productores de contaminación del aire en subastas anuales realizadas por la Agencia de Protección Ambiental de los Estados Unidos (EPA) y en la Bolsa de Comercio de Chicago. [32] Cada año, la EPA de los Estados Unidos subasta al mejor postor alrededor de 250.000 derechos de emisión que permiten a sus propietarios emitir una tonelada de dióxido de azufre.
Ningún grupo ambientalista nacional ha pujado jamás 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 la reducción de la oferta de derechos de emisión podría algún día hacer subir el precio de su adquisición. Por ejemplo, uno de los más antiguos de estos grupos es el "Fondo de Retiro de la Lluvia Ácida" (ARRF), un grupo educativo comunitario sin fines de lucro, integrado exclusivamente por voluntarios. El ARRF ha recaudado dinero y pujado junto con los contaminadores desde 1995 por todos los derechos de emisión que sus fondos pueden comprar. Pero en lugar de utilizarlos o comercializarlos, el ARRF los retira de forma permanente, retirando los derechos de emisión del mercado y manteniendo el dióxido de azufre fuera del aire. [33]
Además de los derechos adquiridos en años anteriores, ARRF posee en 2013 el derecho a emitir 2.826.000 libras (1.413 toneladas) de dióxido de azufre por año, más la cantidad que no haya emitido en virtud de 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, ARRF tiene el derecho legal a emitir un total de 4.644.000 libras (o 2.322 toneladas) de dióxido de azufre en 2013. Esa cantidad aumentará en otras 100 toneladas en 2018, cuando los derechos adquiridos por ARRF en la subasta anticipada de siete años de 2011 sean elegibles para su uso. [34]
Un análisis de los resultados de las subastas de la EPA de 1993 a 2013 indica que grupos o individuos como ARRF que compraron derechos de emisión para otros fines que no fueran liberar contaminación del aire ahora poseen el derecho a emitir 3.188 toneladas por año. [34] Aunque la mayoría ha comprado solo 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]
Como muchas de las 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. Eso es más que la asignación anual de derechos de emisión a 168 de las 250 unidades generadoras más contaminantes de los Estados Unidos (algunas tienen permitido emitir casi 95.000 toneladas al año). [35]
En general, el programa de límite y comercio de emisiones del Programa 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 generales 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). El resultado del modelo dice que las emisiones anuales de dióxido de azufre se redujeron en 8 millones de toneladas (de 17,3 a 9,3), los óxidos de nitrógeno en 2,7 millones de toneladas (de 7,6 a 5) y el 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 del carbón con bajo contenido de azufre que se volvió 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 Instituto de Investigación del Pacífico , 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 los EE. UU. no ha reducido 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 del 70%. [39] Por lo tanto, la efectividad del elemento de comercio de emisiones como mecanismo ha sido criticada, 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 separados de los requisitos del Programa de Lluvia Ácida". [40]
En 2007, las emisiones totales de SO 2 fueron de 8,9 millones de toneladas, lo que permitió alcanzar el objetivo a largo plazo del programa antes de la fecha límite reglamentaria 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 lo establecido en las regulaciones de comando y control. [43]
La EPA estima que para 2010, los costos generales de cumplir con el programa para las empresas y los consumidores serán de 1.000 a 2.000 millones de dólares al año, sólo una cuarta parte de lo que se había previsto originalmente. [38]
Un problema general de los programas de topes y comercio de derechos de emisión ha sido la sobreasignación, en la que el límite es lo suficientemente alto como para que las fuentes de emisiones no tengan que reducir sus emisiones. El ARP tuvo una "sobreasignación temprana" durante la Fase I, y esto permitió que las fuentes de emisiones "acumularan" sus derechos de emisión para años futuros. En la Fase II, las fuentes de emisiones utilizaron sus derechos de emisión acumulados. En 2006, las emisiones volvieron a estar por debajo del límite, lo que llevó a una mayor acumulación. [44]
El Fondo de Retiro de Lluvia Ácida (ARRF, por sus siglas en inglés) es una organización educativa ambiental sin fines de lucro, integrada exclusivamente por voluntarios y constituida en Maine , dedicada a reducir la contaminación mediante la compra y el "retiro" de los derechos de emisión de dióxido de azufre comercializables emitidos por el Programa de Lluvia Ácida de la Agencia de Protección Ambiental de los Estados Unidos . El ARRF se creó en 1995 y adquirió sus primeros derechos ese año. Proporciona a los ciudadanos información sobre el acceso a los mercados de contaminación, junto con la capacidad de prevenir la contaminación directamente.
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 emisión 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 emitan por encima de las que poseen derechos de emisión. [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. Sólo hay disponible un número limitado de derechos de emisión cada año. Una vez que se utilizan esos derechos de emisión, no se pueden emitir más. El Fondo de Retiro de la 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 utilizarlos o comercializarlos, el ARRF los retira de forma permanente, retirando los derechos de emisión del mercado y manteniendo el dióxido de azufre fuera del aire. De esta manera, cada derecho de emisión por contaminación que ARRF retira de la circulación impide que dicha contaminación se emita legalmente al aire.
El dióxido de azufre es el principal contribuyente a la lluvia ácida, causando 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 de Nueva Inglaterra han tardado en recuperarse de los efectos 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 juntas causan tremendos daños a la salud humana y al medio ambiente. Una investigación realizada por la Hubbard Brook Research Foundation identificó recientemente nueve puntos críticos sospechosos de contener mercurio en el noreste de Estados Unidos 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 Estados Unidos mediante la limpieza desde que entró en vigor el Programa de Lluvia Ácida. [55] [56]
El Fondo de Retiro contra la 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 medidas que las personas pueden adoptar para reducir dicha contaminación. Se realizan presentaciones en las 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.
La ARRF ha participado en subastas anuales de derechos de emisión de la EPA todos los años desde 1995, y en 2013 posee el derecho a emitir 1.413 toneladas de dióxido de azufre por año, más la cantidad que no haya emitido en años anteriores. Debido a que la ARRF no ejerció su derecho a emitir ningún tipo de contaminación durante el período 1996-2013, “guardando” sus derechos de emisión para el futuro, en 2013 la ARRF tiene el derecho legal a 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 que la ARRF compró 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 derechos de emisión para fines distintos a liberar contaminación del aire tienen derecho a emitir 3.188 toneladas por año de dióxido de azufre. [34] Aunque la mayoría ha comprado solo 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]
Como en años anteriores se realizaron muchas compras y se acumularon derechos de emisión no utilizados, estos grupos ahora poseen el derecho a emitir 23.012 toneladas de dióxido de azufre en 2013. [34] Eso es más que la asignación anual de derechos de emisión a 168 de las 250 unidades generadoras más sucias de los Estados Unidos (a algunas se les permite emitir casi 95.000 toneladas al año). [57]
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