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# OAR Box 

# 1828 Prepped byOllie Stewart



## Document

Number: 

# 10 ) ll-K-(A)-2 3 Docket Number: 

# A-83-2 7

Printed 11/12/2008 11:12:48 AM Sheet 10 of 325P. 2



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# A-83-2 7

II-K-(A)-2 3

DISTRIBUTIO N

O F LARG E INDUSTRIA L BOILE RSO 2 EMISSION S CONTRO L COST-EFFECTIVENES S RATIO S

Prepare dfor : U.S . ENVIRONMENTA L PROTECTIO N AGENC Y Offic e o f Ai r Qualit y Plannin g andStandard s Researc hTriangl e Park , Nort hCarolin a 2771 1

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

Apri l 5 , 198 5P. 3



### Thi s repor t wa s furnishe dt o th e U.S . Environmenta l Protectio nAgenc y by Energy an dEnvironmenta l Analysis , Inc. , Arlington , Virginia , 1 nfulfill men t o f Contrac t Numbe r 68-02-4202 . Th e content s o f thi s repor t ar e reproduce dherei na s receive dfro m th e contractor . Th e opinions , findings , an dconclusion s expresse dar 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 n Agency .

### IFCA Mprojection s o f tota l annualize d cost s and SO 2 emission s fro m larg e ne windustria l fossi l fuel-fire d boiler s ca n b e use d t o deriv e averag e SO 2 emission s contro l cost-effectivenes s (C-E ) ratio s (increas e i n tota l annualize d costs/reductio n i n tota l SO 2 emissions) . Tabl e 1 present s fou r alternativ e SO 2 emission s contro l levels . Tabl e 2 sum marize s IFCA

Mprojection s fo r eac ho f thes e contro l levels . Th e purpos e o f thi s repor t i s t o defin e th e distributio n o f th e averag e C- E ratio s liste d i n Tabl e 2 . BACKGROUND Th e distributio n o f SO 2 emission s contro l C- E ratio s i s a functio n of :

- regiona l variabilit yi n SIP' s an d i n projecte d industria l fue l price s

- economie s o f scal e i n pollutio n contro l equipmen t cost s relate d t o boile r siz e an d annua l capacit yutilizatio n rate s

- "fue l switching " from residua l fue l oi l o r coa l combustio n unde r a n alternativ e contro l leve l t o natura l ga s combustio n unde r a differen t (mor e stringent ) contro l level . Tabl e 2 indicate s tha t fue l switchin g i s a significan t factor . Th e numbe r o f ne wlarg e industria l residua l fue l oi l an d coa l boiler s i s smalle r unde r al l thre e alternativ e SO 2 NSP S tha n i t i s unde r th e regu lator ybaseline . I n general , a boile r whic hswitche s fue l type s (from residua l fue l oi l o r coa l t o natura l gas ) ha s a lowe r SO 2 emission s con tro l C- E rati o tha n a boile r whic hselect s th e sam e fue l typ e unde r bot h SO 2 NSP S assumptions . Th e boile r whic hswitche s fuel s ha s a relativel y smalle r cos t increas e (i n som e cases , a negativ e cos t impact ) and a lar

ge r SO 2 emissio n reductio n (switchin g fro mcoa l o r residua l fue l oi l t o natura l ga s result s i n a large r SO 2 emissio n reductio n tha n addin g a scrubber ; a scrubbe r reduce s SO 2 emission s b y50-9 0 percent , wherea s switchin g t o natura l ga s reduce s SO 2 emission s b y99. 9 percent) . In som e cases , switchin g fro mcoal , a capital-intensiv e alterna

tive , unde r th e regulator ybaselin e t o natura l ga s unde r th e alternativ e SO 2 NSP S ca n resul t i n a negativ e cos t impac t (th e tota l before-ta x levelize d cos t o f a ne windustria l coal-fire d boile r unde r th e regulator y baselin e i s les s tha n th e tota l before-ta xlevelize d cos t o f a ne wP. 5

TABL E 1 . ALTERNATIV E SO 2 NSP S FO R INDUSTRIAL FOSSI L FUEL-FIRE DBOILER S

Alternativ e contro l leve l Residua l fue l oi l Coa l

Boile r siz e categor y

Ceilin g Require dCeiling 3 Require d (MMBtu/hr ) (lb/MMbtu ) % reductio n(lb/MMBtu ) % reductio n Regulator y baselin e >25 0 0.8/1. 2 0.3/0. 6 90 % >10 0

>10 0 >10 0 0. 8

0. 8 0. 3 0. 3 

### 90 c 

### 1. 2 1. 2 0. 6 0. 6 - -

— 

### >50 b 

### 90 d

a 30-da y rollin g average . b Al l coa l type s inIFCA M mus t be scrubbe dt o compl y wit h(bu t no lowe r than ) th e ceilin g emissio nrate .

c Scrubbin g (wit ha 9 0 percen t reductio ni nSO 2 emissions ) i s require donl y i f th e uncontrolle demissio nrat e i s large r tha n0. 3 l bS02/MMBtu . Scrubbin g (wit h9 0 precen t reductio ni nSO 2 emissions ) i s require dfo r al l coa l type s inIFCAM .



### -2 -TABL E 2 . COMPARISO N O F IFCA

M PROJECTION S FOR1990 a

Regulator y baselin e Alternativ e SO ? NSP S

0.8/1. 2 0.3/0. 6 

### 90 *

C J I SO 2 emission s (IO 3 shor t tons )

Annualize dcosts 0 (IO 6 198 2 $ ) 27 9 3,34 9 Averag e incrementa l SO 2 emission s contro l cost-effectivenes s (198 2 $/shor t ton ) Numbe r o f ne

w residua l fue l oi l boiler s Numbe r o f ne

w natura l ga s boiler s Numbe r o f ne

w coa l boiler s 41 7 17 0 17 6 10 6

3,40 6
329 c 3 9

3,47 6 l,045 d 1 6

3,48 2
844 d



### 32 0 273 11 * 245

347 129 193

39 9 129

a Ne w industria l fossi l fuel-fire dboiler s installe dbetwee n198 5 and199 0 andeac hlarge r tha n 10 0 MMBtu/h r (tota l o f 604) . Referenc e pric e scenario . °Include s boile r andpollutio ncontro l equipmen t capital , 0& M andfue l costs . c Incremen t fro

m th e regulator y

baseline ; base don25 1 boiler s betwee n10 0 and25 0 MMBtu/h r th e regulator y

baselin e run . incremen t fro

m th e "0.8/1.2 " run . e I nth e 0.8/1. 2 run , five o f thes e switc ht o residua l fue l oi l an don e t o coal . ^I nbot h0.-3/0. 6 an d90 % runs , seve no f thes e switc ht o natura l gas . 9Eigh t o f thes e unit s selecte dresidua l fue l oi l unde r th e 0.8/1. 2 SO 2 NSP S assumption s - - fue l switchin g fro

m residua l fue l oi l t o coal . Th e othe r fou r unit s selecte dcoa l inth e 0.8/1. 2 run . 

### i n

### industria l natura l ga s boiler) . Coa l i s selecte dunde r th e regulator y

baselin e becaus e i t i s th e least-cos t fue l typ e onanafter-ta xbasis . Natura l ga s ca nbe th e least-cos t fue l typ e onanafter-ta xbasi s unde r th e alternativ e SO 2 NSP S assumptions . Th e fue l choic e decisio ni s mad e base dona compariso no f after-ta xcosts . Th e aggregat e cost s ar e re porte do na before-ta xbasis . A s a result , th e alternativ e NSP S assump tio nca nsometime s caus e a cos t increas e onanafter-ta xbasi s (the tota l after-ta xcos t o f natura l ga s i s large r tha nth e tota l after-ta xcos t o f coa l unde r th e regulator y baseline ) anda cos t decreas e ona before-ta x basis . Th e annualize dcost s presente dinTabl e 2 ar e show nona before-ta x basis . Th e averag e SO 2 emission s contro l C- E ratio s inTabl e 2 , there fore , ca nbe a weighte daverag e o f bot hpositiv e andnegativ e cost-effec tivenes s ratios . Th e projecte dSO 2 emission s reduction s ar e du e t o scrubbing , switch ing t o natura l gas , o r switchin g t o lowe r sulfu r residua l fue l oi l and coa l types . Th e averag e SO 2 emission s contro l C- E ratio s liste din Tabl e 2 reflec t severa l pollutio ncontro l strategie s anda wid e rang e o f boile r size s (125-32 5 MMBtu/hr ) andannua l capacit y utilizatio nrate s (25-7 5 percent ) andSIP' s and , a s such , ma y no t correspon dwit hexampl e mode l boile r C- E ratios . 0.8/1. 2 Tabl e 2 show s tha t ther e ar e projecte dt o be 43 4 new larg e indus tria l residua l fue l oi l o r coa l boiler s unde r th e regulator y baselin e SO 2 NSP S assumptions . Recal l fro m Tabl e 1 tha t th e SO 2 NSP S assumption s ar e identica l fo r th e regulator y baselin e andth e "0.8/1.2 " alternativ e contro l leve l whe nth e boile r siz e i s large r tha n25 0 MMBtu/hr . There fore , no t al l 43 4 new larg e industria l residua l fue l oi l o r coa l boiler s unde r th e regulator y

baselin e ar e subjec t t o cos t increase s an dSO 2 emission s reduction s unde r th e 0.8/1. 2 alternativ e contro l level ; onl y 36 2 o f thes e 43 4 new

larg e unit s ar e betwee n10 0 and25 0 MMBtu/hr-an d onl y 25 1 o f thes e 36 2 new unit s ar e subjec t t o tighte r SO 2 emission s limit s unde r th e 0.8/1. 2 alternativ e contro l leve l (becaus e some new unit s ar e subjec t t o lo w sulfu r SIP's) .



## -4 -P. 8

Figur e 1 present s th e distributio no f incrementa l SO 2 emission s contro l C- E ratio s fo r thes e 25 1 units . Fue l switchin g (C0DE=1 ) occur s fo r 10 8 units ; 14 3 unit s reduc e SO 2 emission s withou t changin g fue l type s (C0DE=0) . Th e incrementa l C- E ratio s rang e fro m $-46 6 t o $l,369/shor t to n(198 2 $) . I nFigur e 1 , not e th e incrementa l C- E rati o categor y o f $200 - 400/shor t ton . Ther e ar e 8 8 new industria l boiler s inthi s category ; 6 1 unit s switche dfue l type s (C0DE=1 ) betwee nth e regulator y baselin e and 0.8/1. 2 run s and2 7 unit s di dno t chang e fue l type s (C0DE=0) . Thi s i s anexampl e o f ho

w t o interpre t th e ba r charts . Some o f th e new

industria l boiler s (100-25 0 MMBtu/hr ) whic h selecte dresidua l fue l oi l inth e regulator y baselin e and0.8/1. 2 run s switche dfro

m a hig hsulfu r residua l fue l oi l typ e (whic hrequire s stage dcombustio nai r t o contro l N0 Xemission s unde r th e propose dNSPS ) t o low sulfu r residua l fue l oi l (whic hrequire s low exces s ai r t o contro l N0 Xemission s unde r th e propose dN0 XNSPS ) inth e 0.8/1. 2 run. * Low exces s ai r (LEA ) i s les s expensiv e tha nstage dcombustio nai r (SCA) . Therefore , alternativ e SO 2 NSP S ca nresul t i nhighe r fue l cost s and lowe r N0 Xemission s contro l costs . Thi s situatio nals o occur s in switchin g fro

m highsulfu r residua l fue l oi l t o natura l ga s andfro m coa l t o natura l gas . A s a result , th e increase dcost s o f th e alternativ e SO 2 NSP S ar e offset , t o some extent , b y reduce dN0 X emission s contro l costs . Figur e 1 show s tha t si xnew industria l boilers , whic hdi dno t chang e fue l types , hav e negativ e incrementa l C- E ratios . Thes e si x unit s selecte dresidua l fue l oi l unde r th e regulator y baselin e and 0.8/1. 2 SO 2 NSP S assumptions . Al l si xunit s switche dt o lowe r sulfu r conten t residua l fue l oi l type s wit hfiv e boiler s switchin g fro m SC A t o LEA t o contro l N0 Xemissions . Fou r boiler s selecte dscrubber s unde r th e regulator y

baselin e andth e 0.8/1. 2 SO 2 NSP S assumptions , bu t th e scrubbe r capita l an d0& M cost s wer e smalle r i nth e 0.8/1. 2 run . --On e uni t selecte da scrubbe r fo r th e regulator y baselin e anda complianc e

•Thi s typ e o f fue l switching , fro m on e residua l fue l oi l typ e t o anothe r residua l fue l oi l type , i s labelle dC0DE= 0 (no t C0DE=1 ) inFigure s 1 , 2 and3 . 

### •5-t

1

a. i FBEQUBMC I

8 0 •

7 0 •

6 0 •

SO *

4 0 •

3 0 •

2 0 •
1 (» 1 0 • 

## FIGUR E 1

Distributio n o fIncrementa l

0.8/1. 2 Ru n
1111 1 1111 1 m n m n 1111 1 1111 1 m n m n 1111 1 m n m i l m n m n m n m n m n jtii i m i l m n 1111 1 m n 1111 1 1111 1 1111 1 1111 1 m n m n mi l m n 1111 1 1111 1 1111 1 1111 1 1111 1 1111 1 1111 1 1111 1 1111 1 1111 1 ooooo 1111 1 ooooo 1111 1 ooooo m n ooooo 1111 1 ooooo m n oooo o 1111 1 1111 1 ooooo m i l 1111 1 ooooo 1111 1 mi l oooo o 1111 1 1111 1 oooo o 1111 1 1111 1 ooooo ooooo ooooo oooo o oooo o ooooo oooo o oooo o ooooo oooo o < 0 0-20 0 200-40 0 SO 2 Emission s (198 2 $/shor t

ooooo ooooo ooooq ooooo ooooo ooooo ooooo oooo o ooooo oooo o Contro l ton )

oooo o ooooo oooo o OQOO P oooo o oooo o oooo o qooo o oooo o oooo o oooo o oooo o oooo o oooo o OQOOO 000-60 0 600-80 0 C- E Ratio s

oooo o OOQQO oooo o OQOO O OOOOO oooo o OOOO O OQOQO OOQQ O OOQOQ oooo o OOOO O oooo o OQOQO OQOOO OQOQO QOQQf l OQOQO oooo o •800-1Q0 O QOOOO

qooo o oooo o 1000-120 0 '

ooooo OOOOO oooo o OOQO Q OQOO O OOQO O OQOOQ iiboVvio oP.1 0

residua l fue l oi l typ e fo r the 0.8/1. 2 run . Anothe r uni t selecte d a SO 2 SI P complianc e residua l fue l oi l typ e wit ha n ES P (becaus e o f the P M emission s SIP ) fo r the regulator ybaselin e an

d a lo wsulfur residua l fue l oi l typ e withou t a n ES P fo r the 0.8/1. 2 run . Fo r on e reason o r another , tota l capita l cost s wer e smalle r unde r the 0.8/1. 2 SO 2 NSP S assumptions . Switching fro mSC At o LE A(i n five o f the si x cases ) wit h lowe r N0 Xemission s contro l cost s an d lowe r tota l capita l cost s offse t highe r fue l cost s and , a s a result , thes e unit s ar e credite d wit h negativ e before-taxincrementa l C- E ratios . 0.3/0. 6 Figur e 2 present s the distributio n o f incrementa l SO 2 emission s contro l C- E ratio s fo r 31 9 larg e (>10 0 MMBtu/hr ) newindustria l boiler s whic hselecte d residua l fue l oi l o r coa l unde r th e 0.8/1. 2 SO 2 NSP S as sumption s (se e Tabl e 2) . Figur e 2 present s a compariso n o f the 0.3/0. 6 an d 0.8/1. 2 ru

n results . Fue l switching (C0DE=1 ) occur s in 8 2 o f th e 31 9 cases . Th e rang e o f incrementa l C- E ratio s in Figur e 2 i s $-75 1 t o $3,423/shor t ton . Ther e ar e 31 9 unit s in Figur e 2 wherea s ther e ar e onl y25 1 unit s i n Figur e 1 . Al l bu t 1 2 o f the 33 1 newresidua l fue l oi l an d coa l boiler s in the 0.8/1. 2 ru

n ar e included in Figur e 2 . No t nearl yal l (only25 1 o f the 434 ) o f the newresidua l fue l oi l an d coa l boiler s in the regula

tor ybaselin e ru

n ar e included i

n Figur e 1 (a s explaine d earlier) . Footnot e g in Tabl e 2 explain s tha t eigh t boiler s switchfue l type s fro mresidua l fue l oi l unde r the 0.8/1. 2 SO 2 NSP S assumption s t o coa l unde r the 0.3/0. 6 SO 2 NSP S assumptions . Thes e eigh t unit s have rela

tivel ylarg e ($2,662-3,423/shor t ton ) incrementa l C- E ratio s in Figur e 2 . The fue l switching situatio n discusse d i n the BACKGROUN

D sectio n i s switching fro

mcoa l t o natura l gas . Thes e eigh t unit s represen t the opposit e cas e - - switching t o coal . I n thi s case , the SO 2 emissio n re ductio n i s relativel ysmal l (2 5 percent , fro m0. 8 t o 0. 6 lb S02/MMBtu) , bu t the before-tax annualize d cos t increas e i s large . Ther e ar e two residua l fue l oi l boiler s (C0DE=0 ) wit hnegativ e in

crementa l C- E ratio s in Figur e 2 . The ybot hselecte d t o scru b 1. 6 per cen t sulfur residua l fue l oi l (requirin g SCA ) in the 0.8/1. 2 ru n an d burn 0. 3 percen t sulfur residua l fue l oi l (requirin g LEA ) in the 0.3/0. 6



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### run . Thes e tw o unit s hav e tigh t residua l fue l oi l PMemission s SIP's . I n th e 0.8/1. 2 run , the yselecte d ESP' s an d scrubber s wit habou t a 5 0 percen t SO 2 emission s remova l rate . I n th e 0.3/0. 6 run , the yselecte d 0. 3 percen t sulfu r residua l fue l oi l (withou t ESP' s o r scrubbers) . Th e incrementa l before-ta xC- E ratio s ar e negativ e becaus e the yar e goin g fro ma capital-intensiv e (ESP' s and scrubbers ) complianc e alternativ e t o a "clean " fue l optio n (wit hmor e expensiv e fue l cost s and lowe r N0 X 

### emission s contro l costs) . I n Figur e 2 , ther e ar e thre e unit s whic hswitche d fue l type s (C0DE=1 ) an d incurre d negativ e incrementa l C- E ratios . Al l thre e unit s switche d fromcoa l i n th e 0.8/1. 2 run t o natura l ga s i n th e 0.3/0. 6 run . 90 S Figur e 3 present s th e distributio n o f incrementa l SO 2 emission s contro l C- E ratio s fo r al l 33 1 larg e ( 10 0 MMBtu/hr ) ne windustria l boiler s whic hselecte d residua l fue l oi l o r coa l unde r th e 0.8/1. 2 SO 2 NSP S assumption s (se e Tabl e 2) . Figur e 3 represent s a compariso n o f th e 90 % an d th e 0.8/1. 2 run results . Fue l switchin g (C0DE=1 ) occur s i n 13 4 o f th e 33 1 cases . Th e rang e o f incrementa l C- E ratio s i s $-1,36 7 t o $3,118/shor t to n (198 2 $)
. Figur e 3 als o show s eigh t unit s whic hhav e relativel ylarg e incre

menta l C- E ratio s ( $2,000/shor t ton ) an d switche d fue l type s (fromre sidua l fue l oi l i n th e 0.8/1. 2 run t o coa l i n th e 90 % run) . Thi s als o occur s i n Figur e 2 . Figur e 3 i s differen t from Figure s 1 an d 2 i n tw o respects :

• Al l o f th e boiler s i n Figur e 3 wit hnegativ e incrementa l C- E ratio s switche d fue l types ; thi s i s no t tru e fo r Figure s 1 an d 2 .

• Ther e ar e som e boiler s i n Figur e 3 whic hswitche d fue l type s wit hincrementa l C- E ratio s betwee n $60 0 an d $l,200/shor t ton ; thi s i s no t tru e fo r Figure s 1 an d 2 . I n Figur e 3 , 1 9 boiler s switche d t o natura l ga s wit hnegativ e in

crementa l C- E ratios : thre e fromcoa l an d 1 6 fromresidua l fue l oil . Al l 1 6 industria l residua l fue l oi l boiler s neede d ESP' s i n orde r t o compl ywit htigh t PMemission s SIP's . Afe wo f thes e als o selecte d scrubber s wit habou t a 5 0 percen t SO 2 emission s remova l rate . Thes e unit s selecte d natura l gas , wit hn o SO 2 o r PMemission s contro l equip

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### men t and slightl ylowe r boile r capita l costs , i n th e 90 % run rathe r tha n

ful l scru bwit ha n ES P o r ful l scru ba yery lo wsulfu r residua l fue l oi l type . Th e incrementa l before-ta xC- E ratio s ar e negativ e becaus e the y move d from

capital-intensiv e (ESP' s and , i n som e cases , scrubbers ) complianc e alternative s t o a "clean " fuel , natura l gas . CONCLUSION S t Thes e distribution s o f incrementa l S0?

_emission s contro l C- E ratio s fo r th e Referenc e pric e scenari o ar e wide , perhap s bi

moda l and includ e negativ e values .

• Th e increase d cost s associate d wit halternativ e SO 2 NSP S ar e offset , t o som e extent , b yreduce d N0 X

### emission s contro l cost s and difference s associate d wit hmakin g fue l choic e decision s i n IFCA Mo n a n after-ta xbasi s an d reportin g cost s o n a before-ta xbasis .

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