p. 1



# OAR Box 

# 1828 Prepped by Ollie Stewart



### Document

Number: 

# 4 ) ll-K
- (A)-1 7
Docket Number: 

# A-83-2 7

Printed 11/12/200811:12:48AM Sheet 4 of 325r » , » 

# A-83-2 7

II-K-CA)-1 7

PROJECTE DENVIRONMENTAL , COS T ANDENERGY IMPACT S O F ALTERNATIV E S0 2 NSP S FO R INDUSTRIAL FOSSI L FUEL-FIRE DBOILER S

Prepare dfor : U.S . ENVIRONMENTAL PROTECTION AGENC Y Offic e o f Ai r Qualit y Plannin g an

dStandard s Researc hTriangl e Park , Nort hCarolin a 2771 1

Prepare dby : ENERGYANDENVIRONMENTAL ANALYSIS , INC . 165 5 Nort hFor t Mye r Driv e Arlington , Virgini a 2220 9

Jul y 27 , 198 4P. 3

Thi s repor t wa s prepare dfo r th e U.S . Environmenta l Protectio nAgenc y b y Energy an dEnvironmenta l Analysis , Inc. , Arlington , Virginia , unde r Contrac t Numbe r 68-02-3564 . Th e opinion s an dconclusion s presente di n thi s repor t ar e thos e o f th e autho r an dno t necessaril y

thos e o f th e U.S . Environmenta l Protectio nAgenc y o r th e Federa l Government .



# JP. 4

s J

TABL E O F CONTENT S

Pag e

1
. INTRODUCTIO N1 1. 1 Scop e 1 1. 2 Curren t and Alternativ e S0 2 NSP S 1 1. 3 Fue l Pric e Projection s 3 1. 4 IFCA

M Modifications : May/Jun e 198 4 7

2
. NATIONA L AN D REGIONA L IMPACT S 7 2. 1 Environmenta l Impact s 1 4 2. 2 Cos t Impact s 1 9 2. 3 EnergyImpact s 2 1
3
. BOILE R COS T COMPARISON S 2 3 Appendi xA : Projection s o f Regiona l Coa l Deman d 2 6 Appendi xB : Projection s o f Regiona l Residua l Fue l Oi l Demand
. . 3 5P. 5

LIS T OF TABLE S

Pao_ : 1 . Propose dP

M NSP S fo r Industria l Fossi l Fuel-Fire dBoilers . . . 2 2 . Contro l o f N

O Emission s i nNew

Industria l Fossi l Fuel-Fire dBoTler s 4 3 . Alternativ e S0 2 NSP S Ai r Emission s Regulation s fo r Industria l Residua l Fue l Oil-Fire dBoiler s 5 4 . Alternativ e S0 2 NSP S Ai r Emissio nRegulation s fo r Industria l Coaf-Fire dBoiler s 6 5 . Worl dOi l Pric e Forecast s 8 6 . Annualize dIndustria l Fue l Prices : Referenc e Cas e 9 7 . Annualize dIndustria l Fue l Prices : Highe r Oi l andGa s Prices . 1 2 8 . Projecte dS0 2 Emission s i n199 0 fro m New Industria l Fossi l Fuel-Fire dBoiler s b y Siz e Category

1 5 9 . Projecte dS0 2 Emission s i n199 0 Fro m New Industria l Fossi l Fuel-Fire dBoiler s b y Regio n1 6 10 . Projecte dAnnualize dCos t Increase s b y Siz e Categor y

2 0 11 . Projecte dFue l Mi xin199 0 i nNew Industria l Fossi l Fuel-Fire dBoiler s 2 2 12 . Compariso no f Industria l Boile r Cost s 2 5P. 6

1 . INTRODUCTION 1. 1 Scop e Thi s repor t present s th e projecte denvironmental , cos t andenerg y impact s o f alternativ e Federa l sulfu r dioxid e (S0 2 ) emissio nstandard s (Ne w Sourc e Performanc e Standard s {NSPS} ) fo r new industria l fossi l fuel-fire dboilers . Projecte dnationa l an dregiona l effect s ar e sum marized . Curren t Federa l andloca l S0 2 emissio nregulation s ar e use da s a regulator y

baseline . Severa l alternativ e Federa l S0 2 standard s ar e analyze dandprojecte dvalue s o f environmental , cos t an denergy param eter s ar e compare dwit hth e projecte dparamete r value s fo r th e regula tory baseline . Thi s repor t i s base dupo nresult s projecte db y th e Industria l Fue l Choic e Analysi s Mode l (IFCAM) , a nenerg y deman dmode l develope db y Energy andEnvironmenta l Analysis , Inc . IFCA M ha s bee nuse di nthi s analysi s t o projec t five-yea r impact s o f alternativ e S0 2 NSP S fo r new industria l fossi l fuel-fire d(coal , distillat e an dresidua l fue l oi l and natura l gas ) boiler s installe dbetwee n198 5 an d1990 . 1. 2 Curren t andAlternativ e SO, , NSP S Result s ar e compare di nthi s repor t fo r seve nscenarios : a regula tory baselin e andseve nalternativ e nationa l S0 2 emissio nstandards . Federa l andloca l particulat e matte r (PM ) andnitroge noxid e (N O ) ai r A emissio nstandard s ar e hel dconstan t fo r al l seve nscenarios . Tabl e 1 summarize s th e Federa l NSP S P M emissio nregulation s assump tions . Loca l Stat e Implementatio nPla n(SIP ) P M emissio nregulation s ar e applicabl e i f they ar e lowe r tha nth e value s presente di nTabl e 1 . Althoug ha separat e regulatio ni s presente di nTabl e 1 fo r lo w capacit y utilizatio nrat e coal-fire dboilers , IFCA M doe s no t projec t deman dfo r coa l i nnew

lo w capacit y

utilizatio nrat e boilers .



### -1 -TABL E 1 . P M NSP S ASSUMPTION S FO RINDUSTRIAL FOSSI L FUEL-FIRE DBOILER S

Boile r P

M emission s ceiling s siz e clas s (lb/MMBtu ) Fue l typ e (MMBtu/hr ) <30 % C.U. a >30 % C.U. a

Natura l ga s Distillat e fue l oi l >25 0 0.10 b0.10 b Residua l fue l oi l >25 0 0.10 b0.10 b
Coa l 100-25 0 0.20J ; 0.05 ^ >25 0 0.05 c 0.05 c

a C.U . - - capacit y

utilizatio nrate .
b Curren t NSPS , 4 0 CFRPar t 60 , Subpar t D . Propose dNSPS , 4 9 F R25103 .



### -2-P. 8

Al l new industria l fossi l fuel-fire dboiler s ar e assume di nthi s analysi s t o employ

on e o f tw

o N O combustio nmodificatio ntechniques , A lo w exces s ai r o r stage dcombustio nai r (se e Tabl e 2) . Lo w N O burner s A wer e no t simulate di nthi s analysis . Th e regulator y

baselin e fo r S0 2 emission s fro m residua l fue l oi l combustio ni s 0. 8 lb/MMBt ui f the boile r siz e i s greate r tha n25 0 MMBtu/hr . Thi s i s th e curren t S0 2 NSPS . Fo r al l seve nalternativ e S0 2 NSP S scenario s (Optio nCase s 1-7 ) "compliance " (unscrubbed ) residua l fue l oi l type s ar e availabl e (se e Tabl e 3) . Loca l S0 ? emissio nstan dard s ar e applicabl e i f the y ar e lowe r tha nth e "complianc e fuels " value s i nTabl e 3 . Th e regulator y

baselin e andalternativ e S0 2 NSP S fo r industria l coal-fire dboiler s ar e compare dinTabl e 4 . Th e Bas e Cas e S0 2 emissio n standar di s th e curren t NSPS . Scrubbin g i s require dfo r al l coa l type s onal l ne

w industria l coal-fire dboiler s inOptio nCase s 2 , 3 , 6 an d7 . Ther e ar e complianc e coa l type s i nIFCA M inal l 1 0 Federa l region s wit hrespec t t o th e Bas e Cas e an dOptio nCase s 1 , 4 an d5 S0 2 emissio n standards . Loca l SI P S0 ? emission s standard s ar e applicabl e i f they ar e lowe r tha nth e "complianc e fuels " value s inTabl e 4 . However , IFCA M ma y choos e t o scruba non-complianc e coa l typ e i nthes e scenario s becaus e th e tota l cos t o f burnin g th e complianc e coa l typ e i s no t necessaril y th e leas t cos t alternativ e onanafter-ta xne t presen t valu e basis . Therefore , i nsome cases , IFCA M ma y choos e scrubber s i nth e Bas e Cas e an dOptio nCase s 1 , 4 an d5 . 1. 3 Fue l Pric e Projection s Th e regiona l industria l oil , ga s an dcoa l pric e forecast s hav e bee n revise drecently . Ther e ar e tw o new forecast s o f oi l an dga s price s andon e new

forecas t o f coa l prices . Th e new coa l pric e forecas t wa s use dwit hbot ho f th e ne w oil/ga s pric e projections .



### -3 -TABL E 2 . CONTRO L O F NO xEMISSION S I N NE W INDUSTRIAL FOSSI L FUEL-FIRE DBOILER S P. 9

Fue l typ e Boile r siz e clas s (MMBtu/hr ) N O emission s contro l techniqu e

Natura l ga s Distillat e fue l oi l Residua l fue l oi l Coa l >10 0 >10 0 >10 0 100-25 0

>10 0 Lo w exces s ai r Lo w exces s ai r Lo w exces s air a
Lo w exces s ai r (spreade r stokers ) Stage dcombustio nai r (pulverize dcoal )
Stage dcombustio nai r i f the nitroge nconten t i s greate r than0.3 5 percen t o r i f additiona l contro l i s require db y a SIP .



### -4 -TABL E 3 . ALTERNATIVE S0 2 NSP S AI REMISSION S REGULATION S FO

RINDUSTRIAL RESIDUA

L FUE L OIL-FIRE DBOILER S

Scenari o Boile r siz e clas s (MMBtu/hr ) Complianc e

fuel s ( % sulfur ) Non-complianc e

Non-complianc e fuel s fuels : S0 2 emission s remova l require dceilin g (% ) (l bS0 2 /MMBtu )

i t n i Bas e Cas e Optio nCase s 1 and2 Optio nCas e 3 Optio nCas e 4

Optio nCas e 5 Optio nCas e 6 Optio nCas e 7 >25 0 >10 0 >10 0 100-25 0 >25 0 >10 0 >10 0 >10 0 <.0. 8

<.0. 8 <.0. 3 £.1. 6 £.0. 8 £0. 8 <.0. 3 <0. 3 Variabl e >5 0 70-9 0 >5 0 >5 0 >.7 0 >7 0 9 0 0. 8

0. 9 1.2 1 0. 9 0. 9 0. 5 0. 5 0. 6

1. 6 an d3. 0 percen t sulfu r residua l fue l oi l type s i nIFCA M ar e scrubbe dt o compl y wit hth e curren t NSPS : 0. 8 l bS0 2 /MMBtu .
3 0. 6 l bS0 2 /MMBt u"floor " o r "lowe r cap. "TABL E 4 . ALTERNATIV E S 0 2 NSP S AI REMISSION S REGULATION S FO RINDUSTRIA L COAL-FIRE DBOILER S

Boile r siz e clas s Scenari o (MMBtu/hr )

Bas e C c Optio n Optio n

• Optio n Optio n

Optio n Optio n Optio n is e >25 0 Cas e 1 >10 0 Cas e 2 >10 0 Cas e 3 >10 0 Cas e 4 100-25 0 >25 0 Cas e 5 >10 0 Cas e 6 >10 0 Cas e 7 >10 0
Thirty-day , rollin g average . Scru b t o compl y

wit hth e curren t NSPS : 1. 2 1 b

c 0. 6 l bS0 2 /MMBt u"floor " o r "lowe r cap. "

i Complianc e fuel s (l bS0 2 /MMBtu) a

<1. 2 <1. 2

—

— <1. 7 <1. 2 <1. 2

—

—

S0 2 /MMBt u(30-day , Non-complianc e fuels : S0 2 remova l require d

.%)

Variable 5 >_50 

### ^5 0 70-9 0 

### _5 0 >_5 0 >_7 0 

### >7 0 9 0

rollin g average) . Non-complianc e fuel s emission s ceilin g (l bS0 2 /MMBtu )


### 1. 2 0. 9 0. 9 1.2 C 

### 0. 9 0. 9 0. 5 0. 5 0. 6P.1 2

Tabl e 5 summarize s the tw o worl doi l pric e forecast s assume dfo r thi s analysis . Table s 6 an d7 illustrat e th e expecte dregiona l vari abilit y inprojecte dannualize dindustria l fue l prices . 1. 4 IFCA

M Modifications : May/Jun e 198 4 1 . Lime spra y

dryin g FG Dsystem s availabilit y estimat e wa s revise d fro m 9 5 percen t t o 9 0 percent . Thi s raise s th e annua l fue l cost s andlower s th e annua l averag e S0 2 emissio nrat e estimat e becaus e i t i s assume dtha t natura l ga s i s burne dwhe nth e scrubbe r i s no t available . 2 . Lime spra y

dryin g FG Dsystem s ar e restricte donl y t o lo w sulfu r coal s (IC F coa l type s B an

dD , les s tha n1.6 7 l bS0 2 /MMBtu) . The y ar e no t a contro l optio nfo r medium andhighsulfu r coa l type s regardles s o f th e require dsulfu r remova l rate . Previously , thi s technology wa s applicabl e t o al l coa l types . 3 . Th e sodiu

m throwawa y

(NATH ) scrubbe r capita l an dannua l O&M

cos t algorithm s hav e bee nrevise db y Radia nCorporation . 4 . "Interes t durin g construction " (IDC ) estimate s hav e bee nadde dt o th e aggregat e annualize dcos t outpu t tables . Previously , ID C had no t bee nestimated . Th e IDC estimate s rang e from 3. 3 t o 13. 6 per cen t o f tota l capita l costs . 5 . ICF coa l typ e A

(<0. 8 l bS0 2 /MMBtu ) ha s bee ndelete di nal l regions . Tw o ne w subbituminou s coa l type s wer e adde di nFedera l region s 5 (Midwest) , 6 (Southwest ) and9 (West) . 2 . NATIONAL ANDREGIONAL IMPACT S Thi s sectio nsummarize s th e IFCA M projection s o f th e nationa l an d regiona l impact s o f th e alternativ e S0 2 emission s contro l level s de scribe di nSectio n1.2 . Th e table s i nthi s sectio npresen t aggregat e result s fo r al l ne

w industria l fossi l fuel-fire dboiler s large r tha n10 0 MMBtu/h r installe dbetwee n198 5 an d1990 , includin g natura l gas , residua l fue l oi l an

dcoa l boilers . Th e ai r emission s an dfue l demandforecast s ar e fo r calenda r yea r 1990 . 

### -7-P.1 3

TABL E 5
. WORL D OI L PRIC E FORECAST S

(198 2 $/bbl )

Yea r

198 5 199 0 199 5 200 0 Averag e annua l refine r acquisitio n o f importe d crud e Referenc e case 9



### 2 5 2 8 3 2 3 7 a i cos t oi l Highe r oi l i d ga s price s

25.9 0 31.9 0 46.5 0 57.4 0

a Energ yan d Environmenta l Analysis , Inc . DOE/OPPA' s mid-rang e projection s (Scenari o B - Referenc e Case ) fro m NEP P - 1983
. Energ yProjection s t o th e Yea r 2010
. U.S
. Departmen t o f Energy , Offic e o f Policy , Plannin g and Analysis
. DOE/PE-0029/2
. Octobe r 1983
. p . 3-2
.



### -8

-P.1 4

TABL E 6 . ANNUALIZE DINDUSTRIAL FUE L PRICES : (198 2 $/MMBtu ) REFERENC E CASE 0

Fue l typ e

Natura l ga s Ne w England

5.7 1 Ne

w York / New Jerse y

5.6 7 Middl e

Atlanti c

5.6 2 Sout h

Atlanti c

5.9 0 Midwes t

5.7 6
Residua l fue l oi l 3.0 % S 1.6 % S 0.8 % S 0.3 % S
Bituminou s coal c (lbS0 2 /MMBtu ) <1.0 8 1.08-1.6 7 1.67-2.5 0 2.50-3.3 3 3.33-5.0 0 >5.0 0
Subbituminou s coal 0 (lbS0 2 /MMBtu ) <1.0 8 1.08-1.6 7 1.67-2.5 0 4.7 1 5.0 2 5.3 9 5.7 5

3.6 9 3.6 4 3.5 8 3.3 9 3.1 0 3.2 0

- -

- -

— — 4.7 0

5.0 1 5.3 8 5.7 4

3.4 5 3.3 8 3.2 3 3.0 7 2.7 6 2.7 9

—
—

— — 4.7 0

5.0 1 5.3 8 5.7 4

3.0 8 2.8 8 2.7 9 2.7 0 2.3 7 2.3 4

- -

- -

~ — 4.6 8

4.9 9 5.3 5 5.7 2

3.1 3 2.9 2 2.9 0 2.8 2 2.7 4 2.5 7

- -

- -
" * — 4.8 4

5.1 5 5.5 2 5.8 9

3.2 5 3.1 2 3.0 2 2.8 7 2.6 2 2.4 5

3.3 1 3.2 7 3.2 4

Te npercen t discoun t rate . Fiftee nyea r periodbeginning in1987 . Energy an dEnvironmenta l Analysis , Inc . °Base do nanICF Incorporate dforecas t o f delivere dindustria l coa l prices .



### -9 -P.1 5

TABL E 6
. ANNUALIZE D INDUSTRIA L FUE L PRICES : (198 2 $/MMBtu ) (Continuation ) REFERENC E CASE 3

Fue l typ e

Natura l ga s
Residua l fue l 3.0 % S 1.6 % S 0.8 % S 0.3 % S oil b

r Bituminou s coa l (lb S0 2 /MMBtu ) <1.0 8 1.08-1.6 7 1.67-2.5 0 2.50-3.3 3 3.33-5.0 0 >5.0 0

Subbituminou s coal 0 (l b S0 2 /MMBtu ) <1.0 8 1.08-1.6 7 1.67-2.5 0 Southwes t

5.3 0

4.7 0 5.0 1 5.3 8 5.7 4

3.2 7 3.1 5 3.1 4 3.1 3 3.0 3 2.9 0

3.4 2 3.3 2 3.2 6 Centra l

5.3 4

4.8 1 5.1 2 5.4 9 5.8 6

3.0 8 3.0 2 2.9 8 2.8 6 2.5 7 2.4 2

2.6 9 2.6 4 2.6 7 Nort h

Centra l

4.8 1

4.5 1 4.8 3 5.1 9 5.5 6

1.9 5 1.8 2 1.8 3

1.3 7 1.3 6 1.2 6 Wes t

5.3 3

4.3 0 4.6 2 5.0 1 5.3 4

2.7 4 2.7 6 2.7 2

2.7 8 2.6 9 2.6 0 Northwes t

5.4 6

4.2 6 4.5 8 4.9 7 5.3 0

3.1 2 2.9 1 2.7 8

2.6 1 2.5 5 2.0 5

Te n percen t discoun t rate . Fiftee n yea r perio d beginnin g i n 1987
. ^Energyand Environmenta l Analysis , Inc . "Base d o n a n IC F Incorporate d forecas t o f delivere d industria l coa l prices
.

-10

-FIGUR E 1 

# Federa l Region s o

fth e Unite d States



# °« 

# 9

HAiAI I "

REGIO N NAME S 1
. Ne wEnglan d 2
. Ne wYork/NewJerse

y 3
. Middl e Atlanti c 4
. South Atlanti c 5
. Midwes

t 6
. 7
. 8
. 9
. 10
. | \

* ttts * N_
. " * \
* 1 ^

Southwes

t Centra l Nort h Centra l Wes t Northwes

tP.1 7

TABL E 7 . ANNUALIZE DINDUSTRIAL FUE L PRICES : (198 2 $/MMBtu ) HIGHE ROI L AND GA S PRICES 0

Fuel typ

e

Natura l ga s Ne w Englan d

6.2 6 Ne

w York / Ne w Jerse y

6.2 5 Middl e

Atlanti c

6.2 4 Sout

h Atlanti c

6.3 9 Midwes t

6.3 5
Residua l fue l oi l 3.0 % S 1.6 % S 0.8 % S 0.3 % S

Bituminou s coa l (l bS0 2 /MMBtu ) <1.0 8 1.08-1.6 7 1.67-2.5 0 2.50-3.3 3 3.33-5.0 0 >5.0 0

Subbituminou s coal 0 (l bS0 2 /MMBtu ) <1.0 8 1.08-1.6 7 1.67-2.5 0 5.8 8 6.2 9 6.7 6 7.2 3

3.6 9 3.6 4 3.5 8 3.3 9 3.1 0 3.2 0

— 5.8 7

6.2 8 6.7 5 7.2 2

3.4 5 3.3 8 3.2 3 3.0 7 2.7 6 2.7 9

— 5.8 7

6.2 8 6.7 5 7.2 2

3.0 8 2.8 8 2.7 9 2.7 0 2.3 7 2.3 4

- - 5.8 5

6.2 6 6.7 3 7.2 0

3.1 3 2.9 2 2.9 0 2.8 2 2.7 4 2.5 7

— 6.0 0

6.4 1 6.8 8 7.3 5

3.2 5 3.1 2 3.0 2 2.8 7 2.6 2 2.4 5

3.3 1 3.2 7 3.2 4

a Te npercen t discoun t rate . Fiftee nyea r perio dbeginnin g i n1987 . Energy andEnvironmenta l Analysis , Inc . °Base do na nICF Incorporate dforecas t o f delivere dindustria l coa l prices .

•12 -P.1 8

TABL E 7
. ANNUALIZE D INDUSTRIA L FUE L PRICES : (198 2 $/MMBtu ) (Continuation ) HIGHE R OI L AN D GA S PRICES 3

Fue l typ e Southwes t Centra l Nort h Centra l Wes t Northwes t

Natura l ga s 5.8 9 5.7 5 5.1 6 5.7 0 5.6 7
Residua l fue l oi l 3.0 % S 1.6 % S 0.8 % S 0.3 % S
Bituminou s coal 0 (lb S0 2 /MMBtu ) <1.0 8 1.08-1.6 7 1.67-2.5 0 2.50-3.3 3 3.33-5.0 0 >5.0 0

Subbituminou s coal 0 (l b S0 2 /MMBtu ) <1.0 8 1.08-1.6 7 1.67-2.5 0 5.8 7 6.2 8 6.7 5 7.2 2

3.2 7 3.1 5 3.1 4 3.1 3 3.0 3 2.9 0

3.4 2 3.3 2 3.2 6 5.9 7

6.3 8 6.8 5 7.3 2

3.0 8 3.0 2 2.9 8 2.8 6 2.5 7 2.4 2

2.6 9 2.6 4 2.6 7 5.7 0

6.1 1 6.5 8 7.0 5

1.9 5 1.8 2 1.8 3

- -

- -

-—

1.3 7 1.3 6 1.2 6 5.4 7

5.8 8 6.3 9 6.8 2

2.7 4 2.7 6 2.7 2

- -
—

- -

2.7 8 2.6 9 2.6 0 5.4 4

5.8 4 6.3 5 6.7 9

3.1 2 2.9 1 2.7 8

- -
—

- -

2.6 1 2.5 5 2.0 5

Te n percen t discoun t rate . Fiftee n yea r perio d beginnin g i n 1987
. Energ yan d Environmenta l Analysis , Inc . °Base d o n a n IC F Incorporate d forecas t o f delivere d industria l coa l prices
.

-13

-P.1 9

Al l seve nalternativ e S0 2 NSP S (se e Table s 3 and4 ) wer e no t runi n IFCA M wit hbot hset s o f oi l an dga s pric e projections . Th e Bas e Cas e an dOptio nCase s 1- 3 wer e ru nfo r bot hset s o f oi l an dga s pric e pro jections . Optio nCase s 4- 7 wer e runonl y fo r the "highe r oi l an dga s prices " forecast . 2. 1 Environmenta l Impact s Projecte daggregat e S0 2 emission s fro m ne w industria l fossi l fuel fire dboiler s ar e summarize di nTable s 8 and9 . Th e aggregat e S0 2 emissio nreduction s inthe Optio nCase s ar e achieve dby :
o Burnin g a lowe r sulfu r fue l i nanOptio nCas e thani nthe Bas e Case ,
o Scrubbin g a t a highe r S0 2 remova l rat e i nanOptio nCas e tha ni nth e Bas e Case , o r
o Scrubbin g non-complianc e fuel s i nthe Optio nCase s t o a leve l whic hi s lowe r thanth e uncontrolle demissio nrat e o f th e complianc e fue l typ e i nth e Bas e Case . Tabl e 8 show s tha t aggregat e S0 2 emission s projections i n199 0 fro

m new industria l fossi l fuel-fire dboiler s ar e sensitiv e t o the S0 2 NSP S assumptions . Sulfu r dioxid e emission s reduction s ar e projecte dt o rang e fro m 5 5 t o 9 5 percen t an dfro m 173,50 0 t o 309,00 0 shor t tons . Th e S0 2 emission s projections i n199 0 fo r the tw o Bas e Cas e sce nario s ar e similar . However , the projecte dfue l mi xi s quit e different . Residua l fue l oi l i s th e primar y fue l typ e fo r th e Referenc e Cas e fue l prices/Bas e Cas e S0 2 NSP S scenari o an dcoa l i s the primar y fue l typ e fo r th e highe r oi l an

dga s prices/Bas e Cas e S0 2 NSP S scenario . Recogniz e tha t Optio nCase s 1 (50/1.2) , 2 (50) , 4 (50/1.7) , 5 (70/1.2) , an

d6 (70 ) do no t requir e al l non-complianc e coa l type s t o collec t a constan t percentag e o f S0 2 emission s (5 0 o r 7 0 percen t in thes e examples) . The y ar e slidin g scale s simila r t o Optio nCas e 3 (70 - 90) . Th e minimu

m S0 2 collectio nrat e i s 5 0 percen t i nOptio nCase s 1 , 2 an d4 . Th e minimu

m S0 2 collectio nrat e i s 7 0 percen t inOptio nCase s 5

-14 -P.2 0



### TABL E 8
. FRO MNE WINDUSTRIA L FOSSI L FUEL-FIRE D BOILER S

PROJECTE D S0 2 

### EMISSION S I N199 0

B Y SIZ E CATEGORY 0 

### (IO 3 

### Shor t tons )

Scenari o
Referenc e cas e fue l price s Bas e Cas e Optio n Cas e 1 (50/1.2 ) Optio n Cas e 2 (50 ) Optio n Cas e 3 (70-90 ) Highe r oi l an

d ga s price s Bas e Cas e Optio n Cas e 1 (50/1.2 ) Optio n Cas e 2 (50 ) Optio n Cas e 3 (70-90 ) Optio n Cas e 4 (50/1.7 ) Optio n Cas e 5 (70/1.2 ) Optio n Cas e 6 (70 ) Optio n Cas e 7 (90 ) 100-25 0

238. 5 65. 5 63. 9 34. 1

267. 3 56. 5 16. 1 10. 6 89. 9 56. 8 

### 9. 2 6. 3 Siz e categor

y (MMBtu/hr ) >25 0

40. 9 40. 4 37. 9 13. 0

58. 6 57. 8 29. 5 19. 1 57. 8 56. 5 17. 0 

### 9. 7 Tota l

279. 4 105. 9 101. 8 47. 1

325. 9 114. 3 45. 6 29. 7 147. 7 113. 3 26. 2 16. 0 Reductio n

fro m Bas e Cas e (% )

- - -62. 1 -63. 6 -83. 1

— -64. 9 -86. 0 -90. 9 -54. 7 -65. 2 -92. 0 -95. 1


### Include s ne wunit s installe d afte r 1985
.

-15

-P.2 1



### TABL E 9
. PROJECTE D S0 2 

### EMISSION S IN199 0 FROM NE WINDUSTRIA L FOSSI L FUEL-FIRE D BOILER S BY REGION 3



### (IO 3 

### Shor t tons )r-HCVJ 

### 3
. 4
. 5
. 6
. 7
. 8
. 9
. 

### 10
. Regio n

Ne wEnglan d Ne wYork/Ne wJerse y Middl e Atlanti c Sout hAtlanti c Midwes t Southwes t Centra l Nort hCentra l Wes t Northwes t U.S
. tota l Bas e Cas e


### 3. 1 5. 1 21. 0 53. 3 64. 1 85. 0 18. 9 

### 8. 2 7. 3 13. 3 279. 4 Referenc e

Optio n Cas e 1 (50/1.2 )


### 2. 7 4. 1 14. 2 27. 4 32. 9 

### b 1. 9 3. 9 6. 0 12. 6 105. 9 cas e fue l price s

Optio n Cas e 2 (50 )


### 2. 7 4. 1 14. 2 27. 4 32.9

- 

### b b 1. 6 6. 0 12. 6 101. 8 Optio n

Cas e 3 (70-90 )


### 1. 0 1. 9 7. 4 12. 0 13. 3 

### b b 0. 9 3. 8 6. 7 47. 1


### 'include s ne wunit s large r tha n 10 0 MMBtu/h r installe d afte r 1985
. Les s tha n 5 0 shor t tons .

-16

-P.2 2

TABL E 9
. PROJECTE D S0 2 EMISSION S IN199 0 FRO M NE WINDUSTRIA L FOSSI L FUEL-FIRE D BOILER S BY REGION 6

(IO 3 Shor t tons ) (Continuation )



### 1
. 2
. 3
. 4
. 5
. 6
. 7
. 8
. 9
. 

### 10
. Regio n

Ne wEnglan

d
NewYork/Ne wJersey Middl e Atlanti c Sout h Atlanti c Midwes t Southwes t Centra l
Nort h Centra l
Wes t Northwes t U.S
. tota l Bas e Cas e



### b 5. 7 28. 0 81. 0 81. 7 77. 9 25. 2 14. 7 

### 3. 1 8. 6 325. 9 Highe r

Optio n Cas e 1 (50/1.2 )



### b 2. 0 12. 4 25. 9 25. 1 28. 2 

### 3. 7 9. 6 3. 1 4. 2 114. 3 oi l an

d Optio n Cas e 2 (50 )



### b 1. 3 8. 1 7. 9 11. 9 

### 7. 6 1. 3 2. 7 0. 7 4. 1 45. 6 ga s price s

Optio n Cas e 3 (70-90 )



### b 0. 9 5. 6 4. 8 8. 0 4. 6 0. 9 1. 8 0. 5 2. 7 29. 7 Optio n

Cas e 4 (50/1.7 )



### b 2. 2 17. 4 35. 7 35. 6 30. 8 

### 4. 5 11. 9 

### 3. 1 6. 4 147. 7
Include s ne wunit s large r tha n 10 0 MMBtu/h r installe d afte r 1985
. Les s tha n 5 0 shor t tons ,

-17

-P.2 3

TABL E 9
. PROJECTE D S0 2 EMISSION S I N199 0 FRO M NE WINDUSTRIA L FOSSI L FUEL-FIRE D BOILER S BY REGION 3

(IO 3 Shor t tons ) (Continuation )



### 1
. 2
. 3
. 4
. 5
. 6
. 7
. 8
. 9
. 

### 10
. Regio n

NewEnglan

d
NewYork/Ne wJersey Middl e Atlanti c Sout h Atlanti c Midwes t Southwes t Centra l
Nort h Centra l
Wes t Northwes t U.S
. tota l Bas e Cas e


### b 5. 7 28. 0 81. 0 81. 7 77. 9 25. 2 14. 7 

### 3. 1 8. 6 325. 9 Highe r oi l

Optio n Cas e 5 (70/1.2 )



### b 1. 7 11. 4 25. 9 25. 1 28. 2 

### 3. 7 9. 6 3. 1 4. 6 113. 3 an

d ga s price s Optio n Cas e 6 (70 )



### b 0. 7 4. 6 4. 7 6. 6 4. 6 0. 7 1. 5 0. 4 2. 3 26. 2 Optio n

Cas e 7 (90 )



### b 0. 6 3. 8 1. 6 7. 4 1. 1 0. 1 0. 6 0. 2 0. 5 16. 0

a Include s ne wunit s large r tha n 10 0 MMBtu/h r installe d afte r 1985
. Les s tha n 5 0 shor t tons .

•18

-P.2 4

and6 . Th e emission s ceiling s show ni nTabl e 4 ca nrequir e highe r re mova l rates . Non-complianc e lo w sulfu r coa l type s ar e scrubbe da t th e minimu m rate . Hig hsulfu r coa l type s ar e scrubbe da t highe r rate s suc h tha t th e emission s ceiling s ar e no t violated . I nthi s respect , Optio nCas e 6 (70 ) i s a slidin g scal e S0 2 emis sion s contro l standar dwhic hi s simila r t o Optio nCas e 3 (70-90) . Tabl e 8 show s tha t th e projecte dS0 2 emission s i nthes e tw o case s ar e similar . Th e S0 2 emission s regulatio nfo r coa l boiler s large r tha n25 0 MMBtu/h r i s identica l fo r Optio nCase s 1 (50/1.2 ) and4 (50/1.7) . Tabl e 8 show s tha t th e aggregat e S0 2 emissio nprojection s ar e consistent . Th e S0 2 emissio nreduction s presente di nTabl e 8 ar e due , t o some extent , to selectin g natura l ga s i nth e Optio nCase s whe nresidua l fue l oi l o r coa l wa s chose ni nth e Bas e Case . Th e projecte dfue l mi xi s variabl e andi s no t hel dconstan t betwee nIFCA M runs . 2. 2 Cos t Impact s Th e cos t impact s o f th e alternativ e S0 2 NSP S ar e expresse dona pre-taxannualize dbasis . Th e rea l (no t nominal ) discoun t rat e i s 1 0 percen t andth e investmen t perio di s 1 5 years . Th e capita l recover y facto r i s 0.13147 . I t i s als o assume dtha t th e capita l andannua l non fue l O&M cost s do no t increas e i nrea l term s ove r time an ddo no t vary b y region . Th e fue l cost s d o vary b y regio n(se e Table s 6 an d7) . Tabl e 1 0 compare s th e projecte dannualize dcos t impacts . Th e annualize dcos t impact s o f th e alternativ e S0 2 emission s standard s (Optio nCas e cost s les s Bas e Cas e costs ) rang e fro m $10. 3 millio nfo r Optio nCas e 4 (50/1.7 ) unde r highe r oi l an dga s price s t o $124. 7 millio n fo r Optio nCas e 3 (70-90 ) unde r th e Referenc e Cas e fue l prices . Unde r highe r oi l an

dga s prices , th e rang e o f annualize dcos t increase s i s relativel y small : $10. 3 millio nt o $18. 2 millio nfo r scenario s whic hpermi t lo w sulfu r coa l t o b ( e burne dwithou t a scrubber , $29. 2 millio nt o $34. 6 millio nfo r case s whic hrequir e scrubbin g o nal l coa l types .

-19 -TABL E 10 . PROJECTE DANNUALIZE DCOS T INCREASE S B

YSIZ E CATEGORY 3 (Million s o f 198 2 dollars ) P.2 5

Scenari o

I Referenc e cas e fue l price s I Optio n Cas e 1 (50/1.2 ) Optio n Cas e 2 (50 ) j Optio n Cas e 3 (70-90 )

Highe r oi l an

d ga s price s Optio n Cas e 1 (50/1.2 ) Optio n Cas e 2 (50 ) Optio n Cas e 3 (70-90 ) Optio n Cas e 4 (50/1.7 ) Optio n Cas e 5 (70/1.2 ) Optio n Cas e 6 (70 ) Optio n Cas e 7 (90 ) 100-25 0

56. 4 57. 1 88. 3

18. 1 

### 4. 5 5. 8 10. 2 17. 5 

### 6. 4 3. 0 Siz e category

(MMBtu/hr ) >25 0



### 0. 1 1. 3 36. 3



### 0. 2 24. 8 27. 3 

### 0. 2 0. 4 28. 3 28. 7 Tota l

56. 6 58. 5 124. 7

18. 2 29. 2 33. 0 10. 3 17. 8 34. 6 31. 6

a Include s ne wfossi l fuel-fire d boiler s installe d betwee n 198 5 an d 1990
. Tota l (capital , O& M an d fuel ) annualize d costs , Optio n Cas e les s Bas e Case ,

-20

-Th e fue l mi xi s no t hel dconstan t betwee nIFCA M runs . Ineach , run , IFCA M independentl y

select s th e lowest-cos t alternativ e fue l typ e fo r eac hnew boiler . I f th e fue l mi xwa s hel dconstan t (e.g. , al l Optio n Case s woul dhav e th e same fue l mi xa s th e Bas e Case) , th e annualize d cos t impact s presente di nTabl e 1 0 woul dincrease . 2. 3 Energy

Impact s Th e aggregat e environmenta l andcos t impact s presente dinthi s repor t ar e a functio no f th e projecte dnumbe r o f new industria l boiler s andth e expecte dfue l mix . Sinc e th e expecte dfue l mi xi s variable , a key impac t i s th e chang e inth e projecte dfue l mi xdu e t o the alterna tiv e S0 2 NSPS . Fo r th e Bas e Cas e S0 2 NSPS , residua l fue l oi l i s th e predominan t fue l typ e unde r th e Referenc e Cas e fue l price s an dcoa l i s the primar y fue l typ e unde r th e highe r oi l andga s price s (se e Tabl e 11) . Unde r bot hset s o f fue l prices , natura l ga s consumptio ngenerall y increase s a s th e S0 2 emissio nstandard s become mor e stringent . Natura l ga s combus tioni s sometime s selecte di nIFCA M a s th e least-cos t complianc e option . Tabl e 1 1 show s that , unde r th e Referenc e Cas e fue l prices , coa l combustio ni s highes t unde r Optio nCas e 3 (70-90) , a scenari o wit h tighte r coa l S0 2 emission s standard s thanth e Bas e Case , Optio nCas e 1 (50/1.2 ) andOptio nCas e 2 (50) . A few larg e boiler s wit hlarg e capac ity utilizatio nrate s selecte d0. 8 percen t sulfu r residua l fue l oi l i n th e Bas e Cas e andOptio nCase s 1 (50/1.2 ) an d2 (50) ; thes e unit s selecte dhig hsulfu r coa l wit ha scrubbe r i nOptio nCas e 3 (70-90 ) rathe r tha nbur n0. 3 percen t sulfu r residua l fue l oil , natura l ga s o r scrubothe r residua l fue l oi l types . Se e Sectio n3 fo r furthe r detail s onthi s mode l result . Projection s o f coa l andresidua l fue l oi l demandi n199 0 i nnew industria l boiler s large r tha n10 0 MMBtu/h r andinstalle dafte r 198 5 ar e presente dinAppendice s A andB b

y Federa l regio nan

dsulfu r category .

-21 -P.2 7

Scenari o

Referenc e Bas e 

### I

N TABL E 11
. P

R NE W INDUSTRIA

L

cas e fue l price s Cas e Optio n Cas e Optio n Cas e Optio n Cas e -

1 (50/1.2 ) 2 (50 ) 3 (70-90 ) OJECTE D FUE L

FOSSI L FUEL

- (10 1 2 Btu )

Natura l 

### ga s

15 2 22 5 23 2 26 7 MI X I

N199 0 -FIRE D BOILERS 3

Residua l fue l oi l



### 32 3 25 7 25 7 20 6 Coa l



### 2 3 1 7 

### 9 2 6 Tota l



### 49 8 49 8 49 8 49 8 Highe r oi l and ga s price s Bas e Cas e Optio n Cas e 1 (50/1.2 ) Optio n Cas e 2 (50 ) Optio n Cas e 3 (70-90 ) Optio n Cas e 4 (50/1.7 ) Optio n Cas e 5 (70/1.2 ) Optio n Cas e 6 (70 ) Optio n Cas e 7 (90 )

a Include s newunit s large r tha n 

### 10 7 25 0 34 5 34 5 23 7 25 0 34 5 35 1

10 0 MMBtu/hr 

### 7

0 0 0 0 0 0 0

installe d 

### 28 4

24 8 15 3 15 3 26 1 24 8 15 3 14 7

afte r 1985
. 

### 49 8

49 8 49 8 49 8 49 8 49 8 49 8 49 8

-22

-P.2 8

3 . BOILE RCOS T COMPARISON S Th e purpos e o f thi s sectio ni s t o presen t exampl e cos t comparison s fo r new industria l boiler s i norde r t o highligh t andexplai nth e aggre gat e IFCA

M result s summarize di nSectio n2 . Fue l choic e decision s i n IFCA M ar e base do

nthe alternativ e wit hth e lowes t tota l after-ta xne t presen t valu e o f capita l costs , annua l non-fue l O&M cost s an

dannua l fue l costs . Factor s use dinIFCA M t o deriv e after-ta xne t presen t valu e estimate s ar e summarize di na separat e report. * Tabl e 1 1 show s tha t expecte dcoa l demandunde r the Referenc e Cas e fue l price s i s large r fo r Optio nCas e 3 (70-90 ) tha nfo r th e othe r cases . Thi s occur s i nspit e o f th e fac t tha t Optio nCas e 3 (70-90 ) ha s mor e stringen t coa l S0 2 emissio nstandard s thanthe Bas e Case , Optio n Cas e 1 (50/1.2 ) andOptio nCas e 2 (50) . Th e coa l demandi nOptio nCas e 3 (70-90) , Referenc e Cas e fue l prices , occur s i nnew 32 5 MMBtu/hr , 7 5 percen t capacit y utilizatio nrat e boilers* * i nFedera l region s 3 (Middl e Atlantic ) and5 (Midwest ) tha t selecte d0. 8 sulfu r residua l fue l oi l i nthe othe r cases . InOptio n Cas e 3 (70-90) , 0. 3 percen t sulfu r residua l fue l oi l i s a complianc e fue l type , bu t 0. 8 percen t sulfu r residua l fue l oi l i s not . I nOptio n Cas e 3 (70-90) , IFCA

M choose s t o scruba highsulfu r coa l rathe r than bur nnatura l gas , 0. 3 percen t sulfu r residua l fue l oil , o r scrubon e o f th e non-complianc e residua l fue l oi l types . Tabl e 1 2 show s tha t th e cost s increas e mor e fo r residua l fue l oi l thanfo r coa l betwee nth e Bas e Cas e an dOptio nCas e 3 (70-90) . A s a result , coa l i s selecte di nOptio nCas e 3 (70-90 ) whe nresidua l fue l oi l i s selecte dinthe othe r cases .
*Th e Curren t Basi s fo r Comparin g Lif e Cycl e Cost s i nIFCA M fo r New Industria l Fossi l Fuel-Fire dBoile r Fue l Choic e Decisions . Energy an dEnvironmenta l Analysis , Inc . Arlington , Virginia . Prepare d fo r th e U.S . Environmenta l Protectio nAgency . Jun e 10 , 1983 . **Th e larges t boile r size/capacit y utilizatio nrat e combinatio ni n IFCAM . -23 -P.2 9

Inth e Bas e Case , th e least-expensiv e coa l optio ni s t o bur na complianc e coa l type . Th e coa l cos t impac t o f Optio nCas e 3 (.70-90 ) i s $0. 6 millio n($54. 0 millio n- $53. 4 million) . However , th e cos t impac t o f Optio nCas e 3 (70-90 ) fo r residua l fue l oi l i s $1. 8 million . Tabl e 1 2 als o show s tha t th e selectio no f th e lowest-cos t com plianc e optio nca nb e a ver y margina l choice . Th e differenc e i ncos t betwee nscrubbin g a highsulfu r coa l andburnin g a complianc e coa l typ e i nth e Bas e Cas e i nthi s exampl e i s les s tha n0. 5 percen t ($53,62 1 millio nversu s $53. 4 million) . Tabl e 1 2 als o present s a cos t exampl e o f scrubbin g a non-complianc e residua l fue l oi l typ e i npreferenc e t o a complianc e residua l fue l oi l type . InOptio nCas e 3 (70-90) , th e mos t commo ncomplianc e strategie s ar e natura l ga s o r scrubbin g non-complianc e residua l fue l oi l types, * no t selectin g a complianc e (0. 3 percen t sulfur ) residua l fue l oi l type . Tabl e 1 2 show s tha t scrubbin g a 1. 6 percen t sulfu r residua l fue l oi l i n Optio nCas e 3 (70-90 ) ca nbe les s expensiv e tha nburnin g natura l ga s o r 0. 3 percen t sulfu r residua l fue l oil . Eac hregio nha s a uniqu e new boile r populatio n(distributio no f sizes , capacit y

utilizatio nrate s an dloca l SI P emissio nregulations ) anduniqu e fue l pric e differences . Therefore , projecte dcoa l deman d observe di nregion s 3 and5 i nOptio nCas e 3 (70-90 ) doe s no t als o occu r i nothe r regions .

*1. 6 an d0. 8 percen t sulfur ; 3. 0 percen t sulfu r residua l fue l oi l re quire s SCA

fo r N O contro l andhighe r scrubbe r O& M costs ; 1. 6 percen t sulfu r residua l f_e l oi l require s highe r scrubbe r O& M cost s (an

dsome time s anESP ) tha n0. 8 percen t sulfu r residua l fue l oil .

-24 -P.3 0

'

TABL E 12
. COMPARISO NO F INDUSTRIA L BOILE R COSTS 3 (Thousan d o f 198 2 dollars )

Capita l
' Boile r j FGD/P M ! NO y | Tota l

Annua l non-fue l Boile r 1 FGD/P M i N0 y

Tota l After-ta xNPV ! Capita l

Annua l no n Fue l Tota l 

### O&

M

-fue l O& M , Bas e

0. 8 % S Resi d

5,68 7

- - 

### 13 7 5,82 4
1,81 0

- - -24 6 1,56 4
3,64 9 5,72 7 43,69 5 53,07 1 Cas e

Hig hS Coa l

22,028
. 4,212 ° 

### 14 8 26,38 8
3,701
. 1,469 ° 

### 9 8 5,26 8
13,88 3 19,29 1 20,447 r 53,621 ° Optio n Cas e 3

(70-90 ) 1. 6 % S Resi d

5,687
. 3,015 ° 

### 13 7 8,83 9
1,810
. 766 ° -22 6 2,35 0
5,53 8 8,60 6 40,715
. 54,859 ° Hig hS

Coa l

22,028
. 4,238 ° 

### 14 8 26,41 4
3,701
. 1,579 ° 

### 9 8 5,37 8
13,89 6 19,69 4 20,44 7 54,03 7

3 Size : 32 5 MMBtu/h r Capacit yutilizatio n rate : 7 5 percen t Region : 3 Middl e Atlantic
. Referenc e cas e fue l prices
. Sodiumscrubbe r and a n ESP
. °Th e comparabl e valu e fo r complianc e coa l typ e B i s $53. 4 million
. Lowe r tha n th e tota l cos t o f 0. 3 sulfu r residua l fue l oi l withou t a scrubbe r (.$56. 0 million ) o r o f natura l ga s ($55. 4 million)
.

-25

-P.3 1

APPENDI XA PROJECTION S OF REGIONA L COA L DEMAND

Th e table s presente di nthi s appendi xsummariz e th e projecte d demandfo r coa l i n199 0 innew industria l boiler s large r than10 0 MMBtu/h r installe dafte r 198 5 b y regio nandcoa l type . Table s ar e provide dfo r th e Bas e Cas e andOptio nCase s 1- 7 onl y fo r th e "highe r oi l andga s prices. " Table s ar e no t include dfo r th e Referenc e Cas e fue l pric e scenario s becaus e th e projecte dcoa l demandi s inconsequen tia l (se e Tabl e 11) . Not e tha t th e selectio no f a specifi c coa l typ e i nIFCA M canbe a very margina l decision . Tabl e 1 2 show s tha t th e differenc e incos t betwee nscrubbin g a highsulfu r coa l andburnin g a complianc e coa l typ e inth e Bas e Cas e ca nb e relativel y small , les s than0. 5 percent . Recal l tha t ICF coa l typ e A , <0. 8 l bS0 2 /MMBtu , i s no t permitte d andtha t Optio nCase s 2 , 3 , 6 and7 requir e scrubbin g fo r al l coa l types .

-26 -P.3 2

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-27 -TABLE A-2

. OPTIO N CAS E 1 (50/1.2 )

COAL UtrlAN U I N Nt » INOU*TH|A L BOILEH S » 10 0 MMdlU/M H b YCOAL TYt> t I10»« V bTuS )

COA L TYHE S (L US02/NMBTU ) CEOEMA L «El>iON

S
NE W ENU . a,Y/N.J . M{ U«TL . SO , AIL * MIUPES T SO , WES T CfcNTHA L NO . C M

M L HES T NO , WtS T I r o o o i blTUMINOU S

<0. H O.UO-l.OB 1.OH-1.6 7 1.67*2.5 0 2.30*3,3 3 3.33-S.0 0 >S,0 0 $Ubtt l TUM I NOU S <0, B u.ao-i.o b l,0b-1.6 7 1.67-2.b 0 TOTA L 0 . 0 . 0 . 0 . 0 . 0 . 0 .

u . 0 . 0 . 0 . u . u .

27Jb , 0 . 0 . 0 . 2135 . 

### u .

0 . 0 . 0 . 0 . 4673 . 0 .

20597 . 0 . 0 . 0 . M/«2 . 0 .

0 . 0 . 0 . 0 . 2*379 . 0 .

5* 4 76 , 0 . 0 . 0 . 0 . 0 *

0 . 0 * 0 . 0 . 94476 . 0 .

52«4S * 0 . 0 . 0 . 0 . 0 .

o . 0 . 0 . 0 . 52.45 . 

### u .

S)»37l , 0 . U . 0 . 0 . 0 .

U . 0 . 0 . 0 . -9371 . 0 .

0 * 0 * 0 * 0 . 0 . 0 .

0 . 7709 . 0 . 0 . 7709 . 0 .

0 * 0 . 0 . u . 0 . u .

0 * 20192 * 0 . 0 . 20192 . 0 .

6570 . 0 . 0 * 0 . 0 * 0 .

0 . 0 . 0 . U * 6570 . 0 *

0 . 0 . 0 . 0 * 0 . 0 .

0 * 712 * 0 . 115B& , 12297 ,TABL E A-3 . OPTION CAS E 2 (50 )

COA L DEMAN D I N NE W INDUSTRIA

L BOILER S > 10 0 MM8TU/H W B YCOA L TYR E (10** 9 0TU8 J

1 r o t o 1 CUA

L TYPE S (L B S02/MHBTU ) FEOERA L REGION S NE N ENG . N.Y/N.J , MI D ATL , SO , ATL . MI0KE3 T 80 , HES T CENTRA L NU.CNTHL "t» T NU , WfcS l

BITUMINOU S <0. 8 0,80-1.0 8 1,08-1,6 7 1,67-2.S O 2.50-3.3 1 S.33-5.0 0 >S.0 O SUBBITUMINOU S <0. 8 0.00-1.O S 1,08-1.6 7 1.67-2.S O TOTA L 0 . 0 . 0 . 0 . 0 . 0 . 0 .

0 . 0 . 0 . 0 . 0 . 0 .

0 . 0 . 0 . 0
. 3986 . 

## ° .

0 . 0 . 0 . 0 . 3186 , 0 .

0 . 0 . 0 . 0 . 25338 , 0 .

0 . 0 . 0 . 0 . 25338 , 0 .

0 . 29258 , 1566 , 0 , « . 0 .

0 . 0 . 0 . 0 . 30624 , 0 .

0 . 0 . 0 . 0 . 0 . 36288 .

0 . 0 . 0 . 0 . 36288 , 0 .

0 . 29694 , 0 . 0 . 0
. 0 .

0 . 0 . 0 . 0 . 2989a , 0 .

0 . 0 . 0 . 0 . 0 . 0 .

0 . 0 . 0 . 3986 , 3986 , 0 .

0 . 0 . 0 . 0 . 0 . 0
.

0 . 0 . 0 . 6267 . 8267 . 0 *

0 . 0 . 0 . 0 . 0 * 0
.

0 . 0 . 0 . 2135 . 2135 . 0 .

0 . 0 . 0 ; 0 . 0
. 

# ° *

0 . 0 . 0 . 12297 . 12297 ,TABL E A-4 . OPTION CAS E 3 (70-90 )

COAl OEMANf l IN N£ « INDUSTHIA L HOILEH S > luO HMbT'l/Hl , H YCOA L TYP E U0«» 9 HTUS >

COA L TYPE S Cl. H S02/rtHbTU ) FEOEM L HEGION S nt*' F.HG

. C-.Y/H.J

. r*! D ATL , SO , ATL

. >«|r>kES TSO

. WfS

TCFNTMA I NO,CNT» L *ES TNO , WES T
0 0 o 1 MIIUM^OU S

<0. 8 O.hO- l ,') 8 I , .»8« 1 .6 7 1.07-2,S' < 2.50-3.3 3 3.33-5.0 0 >S.0 0 bUbUlTUMiriCHJ S <0, 8 O.HO-l,C d l.Ud-1.6 7 l.t>T-2.o O TOTA L 0
. 0
. 0
. 0
. c . <> . '•»
. u .

f . 0

. 0 . o . 39K6 . o . 0
.

0
. o . 0
. n . 2533H , 0 . <

> l i 2925 * 156 h l i 0 0 0
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. 3626(1
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. 29H94 , 0
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0 . o . 19Pf> . 0 .

0 . 0 . B2r.7 . 0
.

0
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. 2135 . 0
.

0
. o . 12297 . o . 39H6

. 2S33H , 3(M2« , ir.?P.e , 29t*9«

. 39«f» , B267 , 2135 , 12297 ,COA L TYPE S TABL E A-5 . OPTION CAS E 4 (50/1.7 )

COA L DELAN O I N N£ wINDUSTRIA L HOILEK S > 10 0 MUHTU/H KB YCOA L TYP E (I0»» 9 BTUS )

FEOEHA L WfGION S I (L B SU2/"MBTU ) 'JE WE*G , N.Y/N.J , MI| ) ATL , SO , ATL
. *Il>WES T90 , WES TCf'THA L NU.CNTH L WES TNO , "ES T

I BITUMINOU S

<0. 8 ft,80-1,08 1.08-1.6 7 1,67-2.5 0 2,50-3.3 3 3.33-5.0 0 >5.0 0

, SURBITUMIN0U 9 <0. 8 ft.80-1.08 1.08-1.6 7 1.67-2.5 0 TOTA L 0 . 1873 . 33|57 . 5B9H , 57772 . 59371 , 7709 . 20|92 , 6570 . 12297 , o . •> . o . o . o . o . o .

•> . o . o . o . o .

1851 . A87 , o . o . 2135 . o .

o . o . o . o . o .

9S37 , 14837 , « . 0 . 8782 . o .

0 . 0 . o . 0 . 22 9 ft.

1" . 35993 . 0 . 0 . n . » .

0 . « . 0 . " . 0 . 19644 . 38128 . 0 . 0 . 0 . 0 .

0 . 0 . 0 . 0 . 0 . 47545 . 1182b , 0 . 0 . 0 . 0 .

0 . 0 . 0 . 0 . 0 .

». 0 . 0 . 0 . 0 . 0 .

0 . 3986 , 3723 . 0 . 0 .

0 . 0 . 0 . 0 . 0 . 0 .

0 . 9494 , 10696 , 0 . 0 .

6570 , 0 . 0 . 0 . 0 . 0 .

0 . 0 . 0 . 0 . 0 .

0 . 0 . 0 . 0 . 0 . 0 .

0 . 0 . 6461 . 5036 .

### TABL E A-6 . OPTIO N CAS E 5 (70/1.2 )

COA L DEMAN D I N NE W INDUSTRIA

L BOUE» S > 10 0 MMHTU/H RH YCOA L TYP E <10»« 9 RTUS )

COA L TYPE S (L B S02/MMBTU ) FEDERA L REGION S NE W ENG , N.Y/M.J . Mil ) ATL . SO , ATL . MIDWES T SO . WES T CENTRA L NO.CNTRL WfS T NO . WES T

I C o r o i BITUMINOU S

<0. B O.dO-1,0 6 1.08-1.6 7 1.67-2.5 0 2.50-3.3 3 3.33-5.0 0 >5.0 0 SUBBMUMINOU S <0. R 0.80-1.0 8 1.08-1.6 7 1.67-2.5 0 TOTA L 0 . 0 . o . 0 . 0 . o . o .

o . 0 . o . o . 0 .

2738 , o . 9 . 0 . 2135 . 0 .

0 . 0 . o . o . 0 .

20597 . 0 . 0 . o . R782 , 0 .

0 . 0 . 0 . 0 . •)
.

54476 , « . 0 . 0 . 0 . 0 .

0 . 0 . o . 0 . 0 . 52845 . 0 . 0 . 0 . 0 . 0 .

0 . 0 . 0 . C . 0 ,

59371 , 0 . 0 . 0 . 0 . 0 .

0 . 0. . 0 . 0 . 0 .

0 . o . 0 . ft. o . o .

o . 7709 . 0 . 0 . 0 .

0 . 0 . 0 . 0 . 0 . 0 .

0 . 20192 . 0 . 0 . 0 .

6570 . 0 . 0 . 0 . 0 . P .

0 . 0 . 0 . 0 . 0 .

0 . 0 . 0 . 0 . o . 0 .

0 . 8026 . 0 . 4271 , o . 4d73 . 29379 . 54476 . 52B4S . 59371 , 7709 . 20192 . 6570 . 12297 .



## fe

### TABL E A-7 . OPTION CAS E 6 (70 )

COA L DEMAN D I N NE W INOUSTRIA

L BOILER S > 10 0 MMBTU/H M B YCOA L TYP E (10** 9 BTUS )

i c o c o i COA

L TVPC S (L B S02/MMBTU ) FEDERA L REGION S NE M ENG. ' N.Y/N.J , MI D ATL , SO , ATL , MIDWES T SO , HES T CENTRA L NU.CNTRL WES T NU , WES T
BITUMINOU S <0. 6 0.60-1.0 6 1,08-1,6 7 1.67-2,5 0 2.50-3.3 3 3.33-5.0 0 >5.0 0 SUBBITUMINOU S <0. 8 0.00-1.0 6 1.08-1,6 7 1.67-2*5 0 o . 0 . o . o . o . o . o .

0 . o . o . o . 0 .

o . o . 0 . o . 3986 , o .

o . o . o . o . 0 .

o . o . o . o . 25338 . o .

o . o . o . o . 0 .

o . 29256 . 1566 , 0 . 0 . 0 .

0 . 0 . o . 0 . 0 .

0 . 0 . o . 0 . 36266 , 0 .

0 . 0 . 0 . 0 . 0 .

0 . 29694 , 0 . 0 . o . 0 .

0 . 0 . 0 , 0 . 0 .

0 . 0 . 0 * o . o . o .

o . o . 0 , 3966 , 0 .

0 . 0 . 0 . 0 . 0 . 0 .

0 . 0 . 0 . 6267 . 0 .

0 . 0 . o . 0 . 0 . 0 .

o . o . o . 2135 . 0 .

o . 0 . o . o . o . 

# ° .
o . 0 . o . 12297 . TOTA L 0 . 3986 , 25336 , 30824 , 36266 , 29894 , 398b , 8267 , 2135 . 12297 ,TABL E A-8 . OPTION CAS E 7 (90 )

CUA L UEhANI

J I N Nt W JNDUitlHlA

L UU1LLH S > 10 0 MHBTU/HH b V CUA L TYP E (10»* 9 bTUS )

COA L TYPE S (L bSO2/MM0TU ) FtUtHA L KtUlUN S NE W ENti . N.Y/N.j , H| UATL . SO . AIL . MIOWfcS I SO . »t.S T CENThA

L NO.CNIH L WfcS T NO . WES T

1 c o 4 - oITonlNOu S <0, b O.bO-l.O

b l.Ob-1.6 7 1.67-2.5 0 2.5U-3.3 3 3.33-5.O

O >5.0 G SUdbllUMlNOU S <ft. b 0.80-1,O

b l.Ob-1.6 7 1.67-2.5U 0 . 0 . 0 . 0 . 0 . 0 . 0 .

0 . 0 . 0 . 0 . u .

0 . 0 . u . 0 . 3966 , u .

0 . 0 . 0 . 0 . 0 .

u . u . 0 . b . 2533b . 0 .

u * 0 . 0 . u . 0 .

0 . 292bb , 1566 . 0 . 0 . 0 .

0 . 0 . 0 . U . fa.

0 . u . 0 . 0 . 0 . -62-U .

0 . 0 . 0 . 0 . u . 29b9* . 0 . 0 . U . 0 . fa.

0 . U . 0 . fa. 0 .

0 . 0 . 0 . 0 . 0 . 0 *

0 * 3986 . 0 . 0 . 0 .

0 . fa. 0
. 0 . 0 . 0 .

0 . 0 . fa. B267 . 0 .

0 . 0 . u . 0 . 0 . 0 .

0 . 0 . 0 . 21J5 . 0 .

0 * 0 . 0 . 0 . fa. 0 .

0 . 0 . 0 . 6548 . IOTA L 39b6 . 2533b . 30b_4 . 3628b . 29B94 . 3986 . 8267 . 2135 . 6548 .APPENDI XB PROJECTION S OF REGIONAL RESIDUAL FUE L OI L DEMAND

Th e table s presente dinthi s appendi xsummariz e th e projecte d deman dfo r residua l fue l oi l i n199 0 i nne w industria l boiler s large r than10 0 MMBtu/h r installe dafte r 1985 . Table s ar e provide dfo r th e Bas e Cas e andOptio nCase s 1- 3 onl y fo r th e Referenc e Cas e fue l prices . Table s ar e no t include dfo r the highe r oi l an dga s price s scenario s becaus e th e projecte dresidua l fue l oi l demandi s inconsequentia l (se e Tabl e 11) . Recal l tha t 0. 3 an

d0. 8 percen t sulfu r residua l fue l oi l ar e assume dt o b e complianc e fue l type s inOptio nCase s 1 an d2 ; 0. 3 percen t sulfu r residua l fue l oi l i s a complianc e fue l typ e inOptio nCas e 3 . Natura l ga s i s les s expensiv e than0. 8 percen t sulfu r residua l fue l oi l (referenc e Tabl e 6 ) inregion s 6 (Southwest) , 7 (Central) , an d8 (Nort h Central ) and , a s a result , ther e i s no projecte ddemandfo r 0. 8 percen t sulfu r residua l fue l oi l inthes e regions . Similarly , natura l ga s i s les s expensiv e tha n0. 3 percen t sulfu r residua l fue l oi l inregion s 2 (Ne w York/New

Jersey) , 3 (Middl e Atlantic) , 5 (Midwest) , 6 (Southwest) , 7 (Central ) and8 (Nort hCentral ) and , a s a result , ther e i s no expecte d demandfo r 0. 3 percen t sulfu r residua l fue l oi l inthes e regions . I n region s 1 (Ne

w England ) an

d9 (West) , th e price s o f 0. 3 percen t sulfu r residua l fue l oi l andnatura l ga s ar e very close . InOptio nCase s 1 (50/1.0 ) and2 (50) , the preferre dcomplianc e strategy fo r residua l fue l oi l boiler s i s burnin g complianc e 0. 8 percen t sulfu r residua l fue l oil . InOptio nCas e 3 (70-90) , mos t o f th e residua l fue l oi l boiler s scrub0. 8 o r 1. 6 percen t sulfu r residua l fue l oi l rathe r thanbur n0. 3 percen t sulfu r residua l fue l oil . Tabl e 1 2 present s sampl e boile r cost s tha t illustrat e thi s fue l choic e decision .

-35 -BAS E CAS E
RESIDUA

L FUEL OI L DEMAN D I N NE M INDUSTRIA

L BOILER S > 10 0 MMgTU/H R (10** 9 BTUS )
FEDERA L REGION S <

RESIDUA L FUE L OI L TYPE S 3.0X 8 1,6X 9 O.M S 0.3X 9 NEW (NC . 0 . 1785 , 5300 . 0 . N.Y/N.J ,

493 . 1651 . io*as . o . MI DATL ,

1314 , 20531 . 17290 . 0 . SO . ATL . 12505 , 20192 , 33625 . 0 . MIDWES T 10961 , 25408 . 40066 . 0 . 80 , WES T 47709 , 9769 , o . 0 . CENTRA L

7556 , 5661 , 0 . 0 . NO.CNTR L

0 . 1380 . 0 . 0 . NES T

3975 , 4314 , 5166 , 6660 , NO , NES T

0 , 9395 , 17509 , 1424 . U S TOTA L

84512 , 100606 , 129703 , 6101 .

I c o (Ti I RF8IDIIA L

FUE L OI L TYPE S s.ox s 1.6X 9 0.6X S O.SX S OPTIO N CASE S 1(50/1.0 ) an d2(50 )
RESIDUA

L FUEL OI L DEMAN

O I N NE M INDUSTRIA

L BOILER S > 10 0 MMBTU/H R (10** 9 BTUS ) FEOERA L REGION S NE W ENG . N.Y/N.J , MI D ATL , SO . ATL , MIDWES T SO , WES T CENTRA L NO.CNTRL n . 821 . 6263 . 0 . o .

887 . 12001 . 0 . o . 13«69 , 25667 , o . 0 . 10019 , 57926 . 0 . 0 . 23674 , 57696 . 0 . o .

o . o . o . o .

o . o . o . WES T NU . WES T U S TOTA L o . 0 . 0 . 0 . 1002 .

5081 , 6975 . 6680 . 0 .

6902 , 18002 , 1424 , 1402 ,

62653 , 164529 , • 103 .

OPTIO N CAS E 3(70-90 ) RESIDUA

L FUEL OI L DEMAN

D I N NE M INDUSTRIA

L BOILER S > 10 0 "MBTU/M R (10** 9 BTUS ) FEOERA L REGION S RESIDUA L FUE L OI L TYPE S 3.0X 9 1.6X 8 0,8X 9 0,3X 9 NEW ENG . 0 , 2201 , 2166 , 1183 . N.Y/N.J ,

0 . 4139 . 6778 , 0 . MI DATL .

o . 20093 . 7116 , 6 . 90 . ATL .

0 . 24057 . 30668 . 13020 . MIOMES T

0 . 38544 . 8968 , 0 . SO . WES T

0 . o . 0 . 0 . CENTRA L

0 . 0 . 0 . 0 . NO.CNTR L

0 . 0 . 0 . 0 . wE9 T

3176 , 6066 , 2135 . 6680 . NO , NES T

o . 15527 , 6SS9 , 6242 , U S TOTA L

3176 . 110626 , 64594 , 27123 ,
^