清洁能源计划的影响

由Laura Martin和Jeffrey Jones最初发表在EIA上

根据《清洁空气法》第111（d）条发布的清洁能源计划（CPP）[1]规则，是美国环境保护署（EPA）的计划，旨在调节现有化石燃料发电的二氧化碳（CO2）排放量植物。EPA估计，到2030年，CPP将使电力部门的二氧化碳排放量比2005年的水平减少32％。如《 2016年年度能源展望》（AEO2016）立法和法规部分所述，CPP规则允许各州选择基于质量的排放目标或基于比率的排放目标。以质量为基础的目标只是简单地规定了国家可以从受影响源排放的二氧化碳量的年度限制。基于费率的目标要求各州根据受影响源的排放量（因受影响源的发电量而定）来满足年度调整后的排放率（lbs CO2 / MWh），为此计算包括新的非排放源，例如核能和可再生能源，并提高能源效率。该规则还为其他领域提供了灵活性，例如通过贸易进行区域合作。

AEO2016中纳入的最终规则是对美国能源信息（EIA）于2015年5月分析的初始提案[2]的修订[3]。最终规则在几个方面与初始提案有所不同，包括：

法规遵从的开始日期已从2020年推迟到2022年，共有三个过渡阶段而不是一个过渡阶段。尽管在确定基于费率的目标时仍未使用需求方能源效率，但仍可以将其用于法规遵从。通过在互连级别使用化石燃料蒸汽和天然气联合循环发电的特定源速率，而不是在国家间的排放速率上，降低了国家指标之间的差异。基于速率的指标的合规性计算仅限于容量增加自2012年以来，不再包括先前存在的可再生能源发电能力和有风险的核电厂，而是提供了更多基于质量的实施方法和排放信用交易的详细信息。

与EIA根据《 2015年年度能源展望》（AEO2015）参考案例对CPP初步规则进行的分析相比，此处描述的分析包括与CPP无关但会影响合规性决策的基本趋势中的其他差异。这些差异包括较低的天然气价格，较低的可再生能源发电厂资本成本以及可再生税收抵免的扩展。

2016年2月，美国最高法院下达了对现有工厂规则[4]的强制执行，以待解决各州和受影响行业面临的法律挑战。AEO2016参考案例假设CPP将按照当前颁布的程序进行，并且所有州将通过使用基于质量的标准来实施该标准，该标准对现有电厂和新电厂的排放量进行上限，配额收入退还给纳税人[5]。其他情况则考虑了如何在没有规则的情况下以及在2030年后标准更加严格的情况下，采用不同的实施方法如何改变结果。

减少二氧化碳排放量可以通过从碳密集型燃料（例如煤）切换到碳密集度较低的天然气发电厂或零碳技术（例如可再生能源和核电）来实现。减少CO2排放的其他选择包括提高工厂效率以减少燃料消耗，以及提高能源效率以减少能源需求。各州做出的合规性决定以及未来有关该规则的任何法院决定，都将对工厂报废，产能增加，按燃料类型，需求和价格进行发电产生影响。

替代清洁能源计划案例

如以下立法和法规部分中所述，AEO2016参考案例假定CPP得到维护，并且所有州都选择满足基于质量的标准以覆盖现有和新来源。使用包含新排放源的标准可确保不会发生泄漏（这将表示排放从现有排放源转移到CPP未涵盖的新的天然气燃烧排放源）。由于EIA模型不是在州一级开发的，并且由于采用基于质量的方法在各州之间可能会发生某种程度的交易，因此参考案例假设电力市场模型中包含的22个电力区域的法规遵循程度相同（EMM）[6]。在隐含假设碳配额交易可以在该区域内进行的情况下，计算每个区域的总限额。参考案例还假设将配额分配给负载服务实体，这些负载实体通过较低的分销价格将收入返还给消费者。该上限是根据EPA规范指定的2022年至2030年，此后保持在2030年的水平。

没有CPP案件

“无CPP”案例假定最终CPP规则永久失效，并且不会被电力部门二氧化碳排放的其他控制措施所取代。州无联邦要求减少现有电厂的CO2排放，但其他计划仍然有效，包括区域温室气体倡议（RGGI）[7]，加利福尼亚州议会法案32（AB32）和《全球变暖解决方案法案》 2006 [8]。此外，如法律和法规部分所述，州和地区的可再生能源投资组合标准计划仍然存在，并且可能对CO2排放产生间接影响。

CPP费率案例

CPP提供了特定于州，基于费率的目标，作为合规性的一种选择。费率计算中使用的受影响发电量包括现有的化石蒸汽和天然气联合循环机组，自2012年1月以来增加的可再生发电量，核能发电量的增加以及能源效率的增加。最终用途部门中增加的可再生能力也可以用来抵消费率计算中受影响的排放。CPP费率案例假设所有地区（甚至包括目前在东北和加利福尼亚等基于质量的计划在内的地区）都选择通过满足基于费率的平均目标（以每兆瓦时的二氧化碳磅数（lb / MWh）计算）来遵守CPP ）—在每个EMM区域中。费率基于州目标的加权平均值，该规则规定了从2022年到2030年的年度。2030年之后，每个地区的平均排放率将在2040年之前保持不变，这意味着2030年之后总排放量将随着发电量的增加而增加。

CPP区域贸易案

EPA允许各州之间进行碳配额交易，只要所涉及的州使用基于质量的合规性选项即可。CPP区域贸易案例假设所有区域都选择满足以质量为基础的目标，涵盖现有和新的来源（如AEO2016参考案例），但在东部互连区内和西部互连区内的碳配额交易。在CPP区域贸易案例中，减排量超出其自身区域上限所需的区域可以交易其超额配额，从而使购买区域能够超过其名义排放上限。

CPP扩展案例

CPP扩展案例进一步降低了2030年后的CO2目标，而不是保持CPP中指定的恒定标准。本案例假设2030年基于质量的限值导致电力部门的CO2排放量比2005年水平降低约35％，并且继续线性下降，以实现2040年低于2005年水平降低45％。2030年后的减少适用于每个州的相同下降率。

CPP混合案例

与CPP费率案例不同，CPP混合案例假设现有计划强制实施碳限额的区域（东北地区的RGGI [9]和加利福尼亚的AB32）通过基于质量的目标来遵守CPP（考虑到它们的公众可能性更高）对规则的评论）。CPP混合案例还假设其他地区的州使用基于比率的方法来实施CPP。本案例假设不进行跨区域交易以符合CPP。由于RGGI和AB32约束已经在这些地区减少了排放，因此RGGI州和加利福尼亚州倾向于过度遵守其CPP要求，无论是以质量基准还是基于费率的标准实施。因此，CPP混合案例的结果与CPP费率案例的结果相似，因为这些区域不需要采取不同的行为来遵守上限或基于费率的标准。在这两种情况下，其余区域均假定具有基于费率的标准。由于结果是无法区分的，因此案例结果的以下讨论不包括CPP混合案例。

CPP分配给发电机的情况

CPP分配给生成器的情况假设（与参考例中一样）所有区域均符合包括新资源在内的基于质量的上限；但是，该案例还假设碳配额分配给了发电机，而不是分配给了负载服务实体。CPP分配给发电机的案例还假设竞争地区的发电机将继续在其运营成本中包括其碳配额的价值。结果，边际发电成本将反映配额的成本。参考案例假设将配额分配给负载服务实体，然后通过较低的分销价格将配额销售的收入退还给消费者。在CPP分配给发电机的案例中，零售电价高于参考案例，因为配电成本没有减少，这表明了配额分配替代方案对零售价格的影响。由于CPP分配给发电机的案例的影响主要是零售价格，而不是合规性的变化，因此容量和发电组合的结果与参考案例中的接近，因此，本案例主要从以下方面进行讨论：定价影响。

结果

二氧化碳排放量

在参考案例中，假设各州遵守基于质量的CPP要求，到2030年美国电力行业的总CO2排放量将比其2005年水平低35％。从历史上讲，电力部门的排放一直是美国与能源有关的最大CO2排放源，到2020年以及整个预测的其余部分，将低于运输部门的排放。2030年后，假设碳上限几乎保持不变并在几乎所有地区保持约束，那么到2040年排放量将保持恒定（图IF1-1）。到2030年，CPP费率案的下降幅度大致相同，这与EPA制定替代方案的等效措施的意图一致。2030年之后，CPP费率案例中的排放量增加，到2040年，排放量仅比2005年的排放量低32％，因为恒定的排放率标准会导致总发电量增长时的排放量增加。相对于没有CPP的案例，包括CPP的案例在2030年的电力行业CO2排放量降低了18％至21％，在所有CPP案例中，除CPP扩展案例外，到2040年电力行业的二氧化碳排放量降低了16％至21％。CPP扩展案例假设在2030年之后需要进一步降低CO2排放量（超出CPP当前指定的排放量），到2040年将排放量减少到比2005年水平低45％，或者在无CPP情况下比2040年排放总量低32％。

p数据

在CPP区域贸易案例中，排放量比参考案例中的排放量略高，这是因为几个区域的履约过多，排放量低于其上限。这通常是因为执行其他特定于州或地区的计划以减少排放或鼓励可再生能源。在“ CPP区域贸易”案例中，这些区域存在一个市场来出售其超额配额，从而使其他区域的排放量超出上限。结果，在CPP跨区域贸易案例中，2030-40预测期美国与电力相关的二氧化碳排放总量比参考案例高约2％。

产能扩张和退役

相对于无CPP案例，AEO2016参考案例和其他CPP案例均导致更多的燃煤和其他化石燃煤蒸汽电厂产能退役，并且随着地区减少排放量以符合质量标准，可再生能源总容量增加二氧化碳排放标准或基于比率的二氧化碳排放标准（图IF1-2）。CPP实施决策对天然气产能的影响有所不同。天然气发电厂每千瓦时的二氧化碳排放量少于燃煤发电厂。但是，用新的天然气工厂替代燃煤电厂所产生的排放量与新的可再生能源工厂替代电厂所减少的排放程度不同.p数据

在保持2030年CPP最终目标的案例中，AEO2016参考案例（包括基于质量的方法）具有最高水平的化石燃料产能退役和最新的天然气燃料产能增加。为了使EMM地区使用基于质量的标准，EMM地区选择用新的可再生发电能力和新的，更高效的天然气联合循环电厂来替代现有的化石电厂。在“ CPP费率”情况下，零排放发电可通过抵消排放和提供额外的受影响发电量来计算费率，从而帮助满足费率标准。结果，与参考案例相比，增加了更多的新可再生能源产能。与参考案例相比，天然气联合循环的装机容量降低了48吉瓦（GW），化石燃料发电的报废量降低了33吉瓦。

由于费率标准允许将新的可再生能源纳入费率计算的基础，因此存在其他激励措施，以可再生容量而不是天然气容量满足增量负荷的增长。因此，更多的现有化石燃料生产能力继续运转。在CPP费率的情况下，到2030年增加的风能和太阳能能力比参考情况要大得多，但在2030年以后的增加量将更少。在CPP费率情况下，随着电力需求的增加，维持排放率标准所需的增量变化要比参考案例中的维持基于质量的上限所需的增量变化少。

在CPP区域贸易案例中，也发生了从天然气添加物向可再生添加物的转变。尽管在CPP跨区域贸易案中仍要求区域满足基于质量的标准，但贸易配额的能力为具有较便宜可再生资源的区域提供了超过所需标准的诱因，因此他们有超额的销售许可。全国范围内可再生能源的可获得性和成本差异很大。更广泛的配额交易可以提供更经济的方式来实现总体合规性。最有能力减少排放的地区可以向配额减少选择较少的地区出售配额。在CPP区域贸易案例中，与参考案例中的2040年总量相比，太阳能容量增加了31吉瓦，天然气燃烧增加了15吉瓦。此外，由于购买配额的地区仍有更多现有容量在线，因此淘汰的容量减少了5 GW。

在CPP扩展案例中，合规性措施的组合与参考案例中的相似，但是2030年之后需要进行更大的调整。从2015年到2030年，未来减排目标的计划将导致发电容量结构的变化，淘汰12吉瓦的化石燃料发电量，并增加20吉瓦的太阳能发电量，超过参考案例的总数。2030年之后，差异更加显着，CPP扩展案例中又增加了21吉瓦的退役，另外还有太阳能（7吉瓦）和天然气（11吉瓦）的产能。

发电燃料混合物

在AEO2016参考案例和CPP案例中，从2015年到2030年，发电燃料结构的变化使燃煤发电量减少了24％至28％（图IF1-3）。从2015年到2040年的下降幅度在各个案例中有所不同，在2030年后保持CPP目标不变的案例中，下降幅度在20％至32％之间。基于费率的情况下，只要有足够的可再生能源来抵消煤炭的使用，便可以在以后几年增加煤炭的产量。以质量为基础的案例继续减少了煤炭的产生，并使用排放量较低的来源来满足新的需求并保持相同的排放上限。在CPP扩展案例中，假设CO2排放目标在2030年后继续下降，那么2040年的煤炭产量将比2015年的水平低52％。在无CPP的情况下，由于天然气价格上涨以及现有煤炭单位的使用量高于2015年，煤炭发电量比2015年水平略有增加，但在2020年后仍保持相对平稳。电力需求的大部分增长是通过天然气和可再生能源发电来满足的，即使没有CPP，建造天然气以满足新需求也更加经济。

p数据

AEO2016参考案例与CPP费率案例中天然气与可再生能源合规性之间的权衡同样影响了案例中的发电量。在参考案例中，天然气在总发电量中的份额从2015年的33％增长到2030年的37％，在CPP费率案例中保持在33％，而可再生能源份额从2015年的13％增长到参考案例中的24％ CPP费率情况下为27％。与参考案例相比，CPP跨区域贸易案通过允许地区购买配额并减少自身排放为地区提供了更大的灵活性，从而使更多的可再生能源发电和更少的天然气发电替代燃煤发电。需求侧能效增量（EE）是在没有实施CPP的情况下所发生的附加衡量，在参考，CPP费率和CPP区域间贸易案例中，到2030年将电力需求降低730亿千瓦时至760亿千瓦时。由于kWh包含在计算的分母中，因此额外的EE会影响区域的实现排放率的计算。但是，通过减少电力需求，减少对额外的化石燃料发电的需求，增加的EE也可以帮助实现以质量为基础的目标。

CPP扩展案要求在2030年以后进一步转移，导致煤炭发电份额从2015年的33％大幅下降到2030年的21％和2040年的13％。2040年，可再生能源份额和天然气份额分别占总发电量的29％和42％，高于参考案例。与参考案例相比，CPP扩展案例的增量EE也高出210亿千瓦时。到2030年，CPP扩展案例中的天然气发电量略低于参考案例，因为可再生能源发电能力的较早发展是在预期目标下降的情况下发生的。

电价

实施CPP时，零售电价要高于未实施CPP时的电价，因为通过转换为天然气发电或建立新的可再生能源能力来遵守规则的燃料和资本成本会转嫁到零售价格中。在参考和CPP汇率情况下，价格影响相似，在2022–30 CPP遵守期间，恒定美元零售价格比没有CPP情况下的价格上涨1％至5％（图IF1-4）。与2030年之后的无CPP案例相比，参考和CPP费率案例中的恒定美元价格平均平均高3％。在CPP扩展案例中，到2030年，平均电价将略低于参考案例，这是因为增加了可再生能源发电量，并且由于天然气发电量的减少，对天然气价格的影响也较小。CPP扩展案例中的2030年天然气交付价格比参考案例低4％；但在2030年之后，CPP扩展案要求进一步减少排放和更多使用天然气。在参考案例中，电价在2030年后下降。在CPP扩展案例中，增加的合规成本使电价保持较高，到2040年，它们分别比参考案例和无CPP案例分别高3％和6％。

p数据

根据基于质量的标准，各州可以选择碳配额分配，这会影响电价。AEO2016参考案例假设配额将分配给负载服务实体，这些实体将以折扣的形式将配额销售的收入转给消费者，以减少CPP合规的价格影响。返款通过较低的配电系统成本反映出来。CPP分配给发电机的情况假设配额分配给了发电机。结果，竞争地区的零售价格更高，CPP分配给发电机的情况下从2022年到2040年的平均电价比参考情况高1％，比无CPP情况高4％。

区域影响

与参考案例相比，低电需求案例中的2040年发电量降低了17％，天然气发电量降低了4720亿千瓦时，燃煤发电量降低了3430亿千瓦时。图IF8-5显示了电力部门和最终用途部门的总发电量，其中天然气和可再生能源的贡献进行了细分，以显示最终用途部门的相对发电量。与参考案例中一样，到预测期结束时，天然气发电已超过燃煤发电，但两种燃料的总份额均低于参考案例。2040年，煤炭在总发电量中所占的比例从2012年的37％下降到参考案例中的32％，在低电力需求案例中下降到31％。在参考案例中，天然气所占比例从2012年的30％增加到2040年的35％，而在低电力需求案例中，天然气所占比例到2040年仅增长到32％。由于对新发电能力的需求减少，因此从新工厂生产天然气的机会也就减少了。

尽管最终《清洁电力计划》规则中的目标与建议规则相比各州的可变性较小，但全国各地仍需要不同的减排水平，并且各地区之间的合规影响也有所不同。如前所述，EIA的建模假设CPP目标是在电力模型区域[10]的水平上实现的（请参见附录F）。为了在以下有关区域影响的讨论中更简洁地显示结果，将这22个地区分为9个较大的地区，相邻地区的分组具有相似的发电概况，并倾向于使用类似的措施来满足CPP要求（表IF1- 1和图IF1-5）。有关22个EMM区域的详细结果，请访问EIA网站：http：//www.eia.gov/forecasts/aeo/data/browser/。

表IF1-1。汇总电力区域的映射聚集区域汇总区域中包含的EMM区域Northeast5NEWE东北电力协调委员会（NPCC）/ Northeast6NYCWNPCC /纽约市-威彻斯特7NYLINPCC /长岛8NYUPNPCC /纽约州中西部/中大西洋9RFCEReliabilityFirst Corporation-East10RFCMReliabilityFirst Corporation-Michigan11RFCWReliabilityFirstCorporationSRC / SRCSRinCSR / SRC卡罗莱纳州南部平原12SRDASERC / Delta18SPSO西南电力池SouthTexas1ERCTTexas区域实体西南19AZNM西部电力协调委员会（WECC）/亚利桑那州新墨西哥州22RMPAWECC /落基山加州20 CAMXWECC /加利福尼亚州西北21NWPPWECC /西北电力池地区西北电力公司笔记：分组区域的名称旨在大致描述位置。确切的区域边界不一定与州边界或其他区域命名约定相对应。汇总的区域数据在所列的电模型区域中求和或取平均值。

目前，各地区的发电类型组合差异很大。北部平原，中西部/中大西洋以及西南部/洛基山脉地区最依赖燃煤发电（表IF1-2和表IF1-3）。得克萨斯州，南部平原和东南部混合使用燃煤发电，核能和可再生能源，但这些地区最依赖天然气发电。东北和加利福尼亚州几乎没有燃煤发电，其电力主要来自天然气，以及加利福尼亚州的可再生能源以及东北部的核能和可再生能源。西北地区有一些燃煤发电，但主要依靠水力发电和其他可再生能源发电，天然气发电所占比例相对较小。

表IF1-2。2015年和20300亿千瓦时四种地区的发电量和燃料类型2030地区汽油种类2015参考CPP费率CPP区域贸易没有CPPNortheastNuclear7663636363Coal77616Natural gas130150134135137Wind / solar925242425Other4551515151Midwest /中AtlanticNuclear275242242242242Coal467270270374445Natural gas177377308317265Wind / solar25501455046Other2732333232SoutheastNuclear253291291291291Coal230232248165333Natural gas418480438466395Wind / solar37911213364Other6066666666Southern PlainsNuclear4140404040Coal10869815399Natural gas173221176217177Wind / solar2567817169Other2021212121TexasNuclear4040404040Coal84739073115Natural gas214230195231230Wind / solar36971119960Other34444Southwest / RockiesNuclear3232323232Coal11274739399Natural gas6260846367Wind / solar1987707571Other1821212121CaliforniaNuclear1818181818Coal91111Natural gas116116113110122Wind / solar3283758275Other4268676767NorthwestNuclear99999Coal7352565556Natural gas4741454149Wind / solar2456535644Other121148151148148Northern PlainsNuclear5354545454Coal261194169213266Natural gas1022332324Wind / solar54135155133115Other1822222222U.S。总计核798798789789789煤1,3559729951,0291,422天然气1,3481,7021,5311,6071,471风/太阳能227683830727571其他362443446442442笔记：分组区域的名称旨在大致描述位置。确切的区域边界不一定与州边界或其他区域命名约定相对应。每个区域的汇总数据在列出的电模型区域中求和或平均。美国总计包括对阿拉斯加和夏威夷的估计预测，但未在任何列出的区域内列出。表IF1-3。2015年和2030年四种地区按地区和燃料类型划分的发电份额2030地区汽油种类2015参考CPP费率CPP区域贸易没有CPP东北核29％21％23％23％23％煤炭3％2％2％1％2％天然气49％51％48％49％49％风/太阳能3％8％8％9％9％其他17％17％18％19 ％18％中西部/大西洋中部核28％25％24％24％23％煤炭48％28％27％37％43％天然气18％39％31％31％26％风/太阳能3％5％15％5％4％其他3 ％3％3％3％3％东南核26％25％25％26％25％煤炭24％20％21％15％29％天然气43％42％38％42％34％风/太阳能0％7％10％12％ 6％其他6％6％6％6％南部平原核11％10％10％10％10％煤炭30％16％20％13％24％天然气47％53％44％54％44％风/太阳能7％16％ 20％18％17％其他6％5％5％5％5％德克萨斯核11％9％9％9％9％煤炭22％16％20％16％26％天然气57％52％44％52％51％风/太阳能9 ％22％25％22％13％其他1％1％1％1％1％西南/洛基核13％12％11％11％11％煤炭46％27％26％33％34％天然气25％22％30％22％ 23％风/太阳能8％32％25％26％25％其他7％8％8％7％7％加利福尼亚核8％6％7％6％6％煤4％0％0％0％0％天然气53％41％41 ％40％43％风/太阳能15％29％27％30％27％其他19％24％24％24％24％西北核3％3％3％3％3％煤炭27％17％18％18％18％天然气17％ 13％14％13％16％风/太阳能9％18％17％18％14％其他44％48％48％48％48％北平原核13％13％12％12％11％煤炭66％45％39％48％55 ％天然气3％5％8％5％ 5％风/太阳能14％31％36％30％24％其他5％5％5％5％5％5％总计核20％17％17％17％17％煤炭33％21％22％22％30％天然气33％37％33％35％31％风/太阳能6％15％18％16％12％其他9％10％10％10 ％9％笔记：分组区域的名称旨在大致描述位置。确切的区域边界不一定与州边界或其他区域命名约定相对应。每个区域的汇总数据在列出的电模型区域中求和或平均。美国总计包括对阿拉斯加和夏威夷的估计预测，但未在任何列出的区域内列出。

即使没有CPP（无CPP案例），从2015年到2030年，所有地区的可再生能源发电量都将增加，东南部，加利福尼亚州和北部平原地区的增幅最大。可扩展的税收抵免，许多地区的可再生能源投资组合标准以及建筑成本的下降共同导致了可再生能源发电的强劲增长。中西部/大西洋中部地区的天然气发电量也实现了额外增长，以取代15年内淘汰的核能和燃煤机组的发电量。尽管这些趋势限制了排放量的增长，但它们并未导致CPP要求的下降。在无CPP的情况下，美国的燃煤发电总量与2015年的水平相比略有增长，当时天然气价格低廉提高了燃煤电厂的利用率，降低了燃煤电厂的利用率。

在参考案例中，当前燃煤发电量最高的地区在发电组合方面的变化最大，以符合CPP。中西部/中大西洋地区淘汰了更多的燃煤发电能力，并增加了天然气的使用量，此外还通过从邻近地区进口更多电力来减少总发电量，这在参考案例中也减少了该地区的直接二氧化碳排放量。EPA允许各州确定如何计算电力交易中的排放量，而EIA假设，每个地区目标所计算的排放量仅基于该地区的发电量，包括出口到其他地区的发电量。东南地区和南部平原地区也大大增加了天然气使用量，以符合CPP的要求。在天然气价格通常较低的东南地区，可用的天然气联合循环能力足以支持更高的利用率。

相对于无CPP案例，参考案例中2015年至2030年可再生能源发电的最大区域增长预计将发生在德克萨斯州。北部平原地区还依靠增加风力发电和减少燃煤发电来实现CPP目标。在没有CPP的情况下，2015年至2030年，西南/洛基山脉地区的燃煤发电量将减少，太阳能发电量将增加三倍以上。在参考案例中，太阳能发电是该地区符合CPP要求的最经济的选择。

加利福尼亚州和东北地区拥有现有的区域计划，这些计划已经在减少排放。结果，排放量往往会低于这些区域中基于质量的CPP实施所应用的排放限额。但是，与无CPP案例相比，发电量组合发生了微小变化，因为两个地区在参考案例中均降低了进口水平，因为相邻地区的履约成本会影响这些进口的成本和相对经济性。

CPP的电价影响因地区而异，具体取决于每个地区的发电组合所需的变化幅度和合规方法（表IF1-4）。即使在无CPP案例和参考案例中，即使排放低于CPP上限，东北地区也会受到更大的价格影响，因为该地区严重依赖天然气发电。东北还是一个竞争性的定价市场，在该市场中，边际发电成本确定了批发电力价格，而配电价格加上零售价格确定了零售价格。由于消费增加，参考案例中的天然气价格高于全国所有地区的无CPP案例，因此导致更高的边际成本。中西部/大西洋中部和东南部地区也转向更多地使用天然气，并看到相对较大的价格影响。低成本的可再生能源发电量较大的加利福尼亚州和西北地区，对价格的影响较小。得克萨斯州的价格降低较早，因为该地区在预测期的初期增加了大量风能，以利用可用的联邦税收抵免。最初，这种具有较低运营成本的额外容量降低了电价。从长远来看，德克萨斯州的价格上涨与其他地区的价格上涨是一致的。

表IF1-4。2025、2030、2035和2040年按地区划分的参考案例与无CPP案例的平均电价差异（百分比）地区2025203020352040东北4％7％4％3％中西部/大西洋中部0％6％3％2％东南4％6％4％3％南部平原0％4％3％3％德州-7％4％2％0％西南/洛基山脉4 ％5％3％3％加利福尼亚1％2％2％2％西北2％2％2％2％北部平原3％4％4％4％US1％5％3％2％

CPP区域贸易案

在CPP区域贸易案例中，EMM地区可以在东部互连区内和西部互连区内交易碳配额[11]。这种交易允许排放量高于单个区域的上限，只要该区域持有来自另一个区域的配额且总排放量低于其限制即可。在CPP区域贸易案例中，东部互连的中西部/中大西洋地区和北部平原地区的排放量高于参考案例水平，而东北，东南和南部平原地区的排放量则低于参考案例水平，这表明了方向配额交易（见图IF1-5）。交易不限于连续的区域，并且交易可以在给定互连内的任何EMM区域之间发生。

由于排放量交易，该地区的发电构成发生变化（参见表IF1-2和IF1-3）。购买配额最多的中西部/中大西洋地区保留了更多的燃煤发电，并减少了对天然气的使用。配额销售最多的东南地区，由于其太阳能资源比中西部/中大西洋地区更有利，因此进一步减少了煤炭的使用并扩大了可再生能源的发电。在参考案例中，这些地区的电力销售没有发生在CPP区域贸易案例中，中西部/中大西洋地区可以通过降低成本，使用化石燃料发电和购买补贴来增加发电量，以弥补多余的排放。相对于参考案例，东北部还减少了CPP区域贸易案例中的排放，并为中西部/中大西洋地区提供了配额。

在美国中部，尽管确实发生了一些变化，但排放量和配额交易的变化没有其他地区大。南部平原地区减少排放并出售配额，而北部平原地区购买配额以增加其排放。北部平原地区具有燃煤发电能力，当可获得的配额成本低于开发碳强度较低的发电设施的成本时，燃煤发电能力将继续运行。南部平原地区在经济上具有风能和太阳能潜力。

尽管加利福尼亚地区并未从参考案例中显着减少排放，但在所有CPP案例中，西部互连地区均远低于其CPP排放上限。在区域间贸易案中，加利福尼亚向其他地区（主要是西南/洛基地区）提供了超过2000万美元的配额。结果，与参考案例相比，CPP区域贸易案例中的国家排放总量略有增加。

区域间电力贸易与合规之间的相互作用发生在几个领域。在参考案例中，南部平原地区增加了对北部平原和西南/洛基山脉地区的出口，但在允许配额交易的情况下减少了出口。购买补贴的地区可以通过增加化石燃料的发电量来更经济地满足自己的发电需求。

CPP费率案例

在国家一级，CPP费率案例中的2030年电力部门的排放量略低于参考案例。但是，在CPP费率的情况下，区域减排量的变化更大。相对于参考案例，排放量的最大变化发生在中西部/中大西洋和北部平原地区，与2030年的参考案例水平相比，这分别减少了5％和10％的排放量，在德克萨斯州地区和西南/洛基山脉地区，与参考案例相比，排放量分别增加了6％和9％。基于比率的目标的总排放量可能会因地区而异，具体取决于发电量组合和总发电量。新的可再生能源在实现基于费率的目标方面也发挥着更大的作用，这使现有的化石燃料发电与新能源的发电方式发生了变化。在基于速率的计算中，增量EE也可以算作受影响的代。2030年之后，CPP费率案例中的美国总排放量增加。随着发电量的增加，总排放量可能会增加，同时排放率保持在基于比率的目标下。在大多数地区，到2030年后CPP费率案例的总排放量增加；但是，在加利福尼亚州和东北部，州和地区的上限仍然保持不变，到2040年，排放量将保持相对恒定。

在大多数地区，由于CPP费率的情况（表IF1-2和表IF1-3），新的可再生能源发电发生了变化，因为排放率的计算在费率计算的分母中包括了可再生能源的发电。除了简单地抵消化石燃料发电的排放外，这还增加了基于费率标准的可再生能源发电的收益。在中西部/中大西洋地区，相对于参考案例，到2030年CPP费率案例将额外增加950亿千瓦时的风能和太阳能发电量，天然气发电量减少690亿千瓦时。在逐步淘汰生产和投资税收抵免之前，相对较早地增加了新的风能和太阳能发电能力，该能力将为到2030年提供稳定的无碳发电来源。但是，随着标准的提高，燃煤发电量会随着时间的流逝而减少。东南，南部平原和德克萨斯州地区的模式相似，这些地区到2030年来自风能和太阳能的发电量要比参考案例高，而天然气发电的水平要低。（在这三个地区，与参考案例相比，燃煤发电量也略有增加。）在北部平原地区，天然气发电量很少，在CPP费率案例中，风能和太阳能资源的发电量增加，煤炭使用量下降。

CPP扩展案例

在CPP Extended案例中，CPP排放目标在2030年之后继续下降，所有地区的燃煤发电量都下降（图IF1-6）。与参考案例相比，最显着的变化发生在中西部/中大西洋和东南地区。在中西部/大西洋中部地区，额外的减排量主要来自煤炭发电。在东南地区，CPP扩展案例中的天然气发电和可再生能源发电在2040年均高于参考案例。在西北和南部平原地区，随着燃煤发电量的下降，到2040年天然气和可再生能源的发电量将高于参考案例。在西南洛矶山脉和北部平原地区，到2040年天然气发电量将增加，以弥补煤炭消耗的下降.p数据

在得克萨斯州，CPP扩展案例中的燃煤和天然气发电量在2040年比参考案例中的要低，这是因为减少了化石燃料的消耗以满足不断下降的排放目标，并且在之后增加了大量的新太阳能容量2035年。在东北地区，随着CPP扩展案例中的排放目标降低，CPP目标最终变得比现行的区域计划（RGGI）更为严格，并且2040年的天然气使用量将低于参考案例。相反，在CPP扩展案例中，加利福尼亚州的AB32计划继续导致排放量低于2040目标，并且发电量与参考案例中的相同。

尾注

美国环境保护局，“来自新的，改良的和重建的固定气源的温室气体排放的性能标准：电力发电厂”（华盛顿特区：2015年10月23日），https：//www.federalregister.gov/articles/2015/10/23/2015-22837/standards-of-performance-for-greenhouse-gas-emissions-from-new-modified-and-重建平稳和美国环境保护局，“现有固定来源的碳污染排放准则：电力发电厂”（华盛顿特区：2015年10月23日），https：//www.federalregister.gov/articles/2015/10/23/2015-22842/carbon-pollution-emission-guidelines-for-existing-stationary-sources-electric-utility-generating。我们环境保护局，“现有固定源的碳污染排放准则：79《联邦电力》。Reg。 34,83​​0（2014年6月18日），2015年1月10日访问。能源信息管理局，《清洁能源计划的影响分析》（华盛顿特区：2015年5月），http：//www.eia.gov/analysis/requests/powerplants/cleanplan/pdf/powerplant.pdf.L。Deniston，“暂停碳污染控制”（华盛顿特区：2016年2月9日），http：//www.scotusblog.com/2016/02/carbon-pollution-controls-put-on-hold/。有关规则状态及其参考中的实施的详细讨论案例，请参阅下面的“法律和法规”。请参阅附录F中的EMM区域地图。由于它们代表一个州，因此EIA将地区6、7和8（纽约市，长岛和纽约上州）划分为一个州。单个CPP合规区域。RGGI，Inc.，“区域温室气体倡议”，http：//rggi.org/。加利福尼亚环境保护局，空气资源委员会，“第32号大会法案”（加利福尼亚州萨克拉门托：2014年8月5日），http：//www.arb.ca.gov/cc/ab32/ab32.htm。CPP混合案例假设纽约和新英格兰电力区域使用基于质量的合规性。尽管特拉华州和马里兰州也是RGGI的成员，但它们是一个较大的电力建模区域的一部分，该区域包括不属于RGGI的州，并且在该地区总排放量中所占的比例相对较小。由于CPP合规性是通过电力模型区域而不是州建模的，因此CPP混合案例假设包括特拉华州和马里兰州在内的区域均采用基于费率的方法进行合规，而纽约的三个地区则被建模为一个合规性区域。德克萨斯州议会（ERCOT）完全位于德克萨斯州内部，因此没有像其他互连那样州际贸易的机会。

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