Loading...
HomeMy WebLinkAboutJackRiverReconStudy_Final_FullRes         JACK RIVER  HYDROELECTRIC RECONNAISSANCE STUDY     FINAL REPORT        MARCH 2013      Prepared For  NATIVE VILLAGE OF CANTWELL  PO BOX 94  CANTWELL, ALASKA 99729            Prepared by  polarconsult alaska, inc. 1503 WEST 33RD AVENUE, SUITE 310  ANCHORAGE, ALASKA 99503          Native Village of Cantwell  Jack River Hydroelectric Reconnaissance Study Polarconsult Alaska, Inc.     March 2013 – Final Report  i  EXECUTIVE SUMMARY  In July 2011, the Alaska Energy Authority (AEA) awarded the Native Village of Cantwell (NVC)  grant funds for a hydropower reconnaissance study of Jack River. The funds were awarded  under the state’s Renewable Energy Grant Program, which is administered by the AEA.  In  October 2011, the NVC hired Polarconsult Alaska, Inc. (Polarconsult) to conduct a hydroelectric  reconnaissance study of Jack River.  This report presents the findings and recommendations of  the hydroelectric reconnaissance study completed for the NVC.  The reach of Jack River considered in this study for hydroelectric development is river mile (RM)  10 to RM 20, which drains an approximately 145‐square mile subbasin in the northern  Talkeetna Mountains.  Analysis of 2011‐12 stream gauging data at Jack River collected for this  study indicates the average annual flow in the study reach of Jack River is approximately 150  cubic feet per second (cfs), with minimum annual flow in early May of approximately 30 cfs.   Summer flows  typically range from  300 to 600 cfs, and  flood events exceed  1,000 cfs.    There are three  potential dam sites  along the study  reach of Jack River.   Reconnaissance‐ level investigations  indicate that  technically viable  hydroelectric project  configurations are  possible at all three  dam sites, ranging in  installed capacity  from approximately  1.7 to 7.3  megawatts (MW).   All project  configurations considered for Jack River are storage projects.  The 1.4 MW project would only  have sufficient storage capacity to supply Cantwell and surrounding areas during a week‐long  intertie outage, whereas the 7.3 MW project would have sufficient storage capacity to fully  regulate Jack River flow on an annual basis.      Estimated technical and economic attributes of selected project configurations at Jack River are  listed in Table ES‐1.     Native Village of Cantwell  Jack River Hydroelectric Reconnaissance Study Polarconsult Alaska, Inc.     March 2013 – Final Report  ii  Table ES‐1:  Summary of Selected Jack River Hydro Project Configurations  PROJECT CONFIGURATIONS DAM SITE #1    (RM 15.13)  DAM SITE #2    (RM 12.42)  DAM SITE #3   (RM 11.69)  ESTIMATED PROJECT  PARAMETERS  A:  Maximum Dam  Height,  Powerhouse  Downstream  C:  Shorter Dam,  Powerhouse  Downstream  A:  Maximum  Dam Height,  Powerhouse  Downstream  C:  Shorter Dam,  Powerhouse  Downstream  Design Flow (cfs) 250 cfs 250 cfs 250 cfs 250 cfs  Dam Height (feet) 250 feet 150 feet 135 feet 40 feet  Active Band of Reservoir  2,600 to 2,675 ft.2,500 to 2,575 ft.2,360 to 2,425 ft. 2,270 to 2,300 ft.  Initial Active Reservoir Volume  Final Active Reservoir Volume 1   50,700 acre‐feet 30,500 acre‐feet 12,200 acre‐feet 10,100 acre‐feet 25,500 acre‐feet  12,900 acre‐feet  2,100 acre‐feet 1,200 acre‐feet  Gross Head (feet) 475 feet 185 feet 230 feet 110 feet  Penstock Length (feet)   and Diameter (inches)    16,000 feet / 2 x 60”   2,400 feet /  1 x 60” 11,000 feet /   2 x 60”  6,700 feet /  2 x 60”  Net Head at Full Flow (feet) 452 feet 172 feet 214 feet 100 feet  Installed Capacity (kW) 7.3 MW 3.0 MW 3.6 MW 1.7 MW  Avg. Ann. Net Energy Output  (MWh) 37,300 MWh 12,800 MWh 17,400 MWh 7,500 MWh  Plant Capacity Factor 58%49%55% 51%  ESTIMATED TOTAL INSTALLED  COST RANGE (2012 $,  MILLIONS)   $147.0 ‐ $235.7 $31.5 ‐ $50.3 $69.5 ‐ $111.9 $26.6 ‐ $42.5 ESTIMATED RANGE OF FINANCIAL PARAMETERS (2012 $, MILLIONS)  Financed Capital Cost  $139.0 ‐ $235.7 $23.5 ‐ $50.3 $61.5 ‐ $111.9 $18.6 ‐ $42.5  Annual Debt Servicing  $5.4 ‐ $17.1 $0.9 ‐ $3.7 $2.4 ‐ $8.1 $0.7 ‐ $3.1  Annual OMR & R  $0.6 ‐ $0.9 $0.2 ‐ $0.3 $0.3 ‐ $0.4 $0.1 ‐ $0.2  Operating Margins  $0.6 ‐ $1.8 $0.1 ‐ $0.4 $0.3 ‐ $0.9 $0.1 ‐ $0.3  Total Annual Revenue  Requirement  $6.6 ‐ $19.8 $1.2 ‐ $4.4 $3.0 ‐ $9.4 $0.9 ‐ $3.6  Estimated Range of Sales Rate  for Energy  ($ per kWh)  $0.18 ‐ $0.53 $0.095 ‐ $0.34 $0.17 ‐ $0.54 $0.12 ‐ $0.48 Estimated Range of   Benefit‐Cost Ratio 0.50 – 1.88 0.78 – 3.00 0.49 – 1.85 0.56 – 2.06 1. Final active reservoir volume reflects the estimated available volume once the reservoir has reached  equilibrium sedimentation.  Estimates are developed in Appendix D, Section D.3.  The most accessible market for the electric output of a hydro project at Jack River is wholesale  purchase of the full electrical output of the project by Golden Valley Electric Association, Inc.  (GVEA), the local electric utility.  Under existing market conditions and estimated site  conditions, the project configurations considered in this study are not economic with wholesale  purchase at GVEA’s current system average avoided energy cost.  Under more favorable  financing, site, and/or market conditions, several of the project configurations evaluated in this  study appear to be economically viable with wholesale purchase of the electricity by GVEA.      Native Village of Cantwell  Jack River Hydroelectric Reconnaissance Study Polarconsult Alaska, Inc.     March 2013 – Final Report  iii  Project configurations that may warrant further study have estimated benefit‐cost ratios of  between 0.50 and 3.00.  This wide range incorporates a +/‐ 30% range on total installed cost, as  well as a range of operating costs and financing terms.    Initial analysis of environmental impacts associated with the project configurations considered  indicates they would affect resident fish that are likely present in Jack River by impeding fish  passage through the project reach and by changing water quantity and quality downstream of  the project.  Alaska’s Fishway Act (AS 16.05.841 to 851) would require that a project at Jack  River either provide for fish passage,  provide for hatchery operations to replace the value of  the impacted fisheries, or provide a lump‐sum cash payment as mitigation for fish passage  impacts.  In practice, ADF&G prefers to maintain existing habitat, and only rarely accepts  hatchery funding or cash payments in‐lieu of on‐site mitigation.    The project configurations considered in this study are not expected to significantly impact  anadromous fish habitat downstream of the project.    Reservoirs under some project configurations would inundate up to several hundred acres of  wetland and upland habitat for game along Jack River.    Based on the findings of this study, further investigation of hydroelectric development on Jack  River should focus on the following information in order to determine if a hydroelectric project  at Jack River is feasible:  ● Collect additional hydrology data to better characterize resource hydrology.  ● Market analysis to determine a preferred project configuration.  ● Perform geotechnical investigations to assess technical suitability of dam sites and  define design parameters for dams.  ● Conduct baseline fisheries survey to determine what resident species are present in the  study reach of Jack River, and the preferred fish passage or impact mitigation strategy.  ● Hold scoping meetings with regulatory agencies to outline the scope of environmental  studies, define likely mitigation requirements for aquatic, wetland, and upland impacts,  and determine likely operational constraints on the project.  ● Generate refined estimates of electrical output and project costs to determine  economic feasibility.     Native Village of Cantwell  Jack River Hydroelectric Reconnaissance Study  Polarconsult Alaska, Inc.    March 2013 – Final Report  iv             This page intentionally blank.     Native Village of Cantwell  Jack River Hydroelectric Reconnaissance Study  Polarconsult Alaska, Inc.    March 2013 – Final Report  v  REPORT PURPOSE AND LIMITATIONS  Purpose of this Report  A reconnaissance study is the first stage of screening for a potential hydroelectric project, and  represents a limited‐effort, comprehensive review of relevant factors that pertain to the  technical, economic, environmental, and political viability of developing a hydroelectric project  at a given site or for a given power need.  Depending on the available budget and the quality of  existing information, the reconnaissance study may include some field data collection for key  information, or may be limited solely to ‘desk‐top’ review of existing information.   This reconnaissance study provides the Native Village of Cantwell (NVC) an initial assessment of  the overall viability of a hydroelectric project at Jack River, and provides information on the  advantages and disadvantages associated with various project sites and configurations.  This  information is intended for use by NVC to decide whether to continue with investigation of a  project, and to decide which project site(s) and configuration(s) warrant further investigation.    Limitations  In conducting our analysis and forming the opinions and recommendations summarized in this  report, Polarconsult has relied on information provided by others, and has assumed this  information is complete and correct.  Also, Polarconsult has made certain assumptions with  regard to future events, conditions, and circumstances.  Polarconsult does not guarantee the  accuracy of the information, data, or opinions contained herein.  The methodologies employed  to perform the analysis and arrive at the conclusions in this report follow generally accepted  industry practice for this level of study.  We believe that the assumptions and methodologies  used are reasonable and appropriate for meeting the objectives of this study.  Future events  and information may result in outcomes materially different from those projected in this study.   Such events and information include, but are not limited to, future energy demand, supply, and  cost along the railbelt; actual site conditions such as ownership, topography, hydrology, and  geology; future trends in local construction, material, and labor costs; and national, state, or  local policies that may affect aspects of the project.   The contents and findings of this report are limited to potential development of a hydroelectric  project at Jack River by NVC, and are suitable only for this intended purpose.  Any use of this  report and the information contained therein constitutes agreement that (1) Polarconsult  makes no warranty, express or implied, relating to this report and its contents, (2) the user  accepts sole risk of any such use, and (3) the user waives any claim for damages of any kind  against Polarconsult.  The benefit of such waivers, releases, and limitations of liability extend to  Polarconsult, its subcontractors, owners, employees, and agents.        Native Village of Cantwell  Jack River Hydroelectric Reconnaissance Study  Polarconsult Alaska, Inc.    March 2013 – Final Report  vi             This page intentionally blank.       Native Village of Cantwell  Jack River Hydroelectric Reconnaissance Study  Polarconsult Alaska, Inc.    March 2013 – Final Report  vii  TABLE OF CONTENTS  ACRONYMS AND TERMINOLOGY.......................................................................................................................VI 1.0 INTRODUCTION.................................................................................................................................... 1 1.1 PROJECT AUTHORIZATION..........................................................................................................................1 1.2 SUMMARY OF FINDINGS.............................................................................................................................1 1.3 PROJECT EVALUATION PROCESS.................................................................................................................2 1.4 CURRENT AND PREVIOUS STUDIES.............................................................................................................3 2.0 COMMUNITY PROFILE........................................................................................................................... 5 2.1 COMMUNITY OVERVIEW............................................................................................................................5 2.2 EXISTING ENERGY SYSTEM..........................................................................................................................5 3.0 HYDROPOWER DEVELOPMENT OPTIONS .............................................................................................11 3.1 RESOURCE DESCRIPTION..........................................................................................................................11 3.2 OVERVIEW OF PROJECT CONFIGURATIONS CONSIDERED........................................................................15 3.3 RECOMMENDED PROJECT CONFIGURATIONS..........................................................................................16 3.4 ESTIMATED ENERGY GENERATION...........................................................................................................18 3.5 DESCRIPTION OF PROJECT FEATURES.......................................................................................................19 4.0 MARKET ANALYSIS AND OPPORTUNITIES.............................................................................................22 4.1 POTENTIAL BUSINESS MODELS.................................................................................................................22 4.2 POTENTIAL MARKETS................................................................................................................................26 5.0 CONCLUSIONS AND RECOMMENDATIONS ...........................................................................................30 5.1 DEVELOPMENT PLAN AND SCHEDULE......................................................................................................31 6.0 REFERENCES ........................................................................................................................................32 APPENDICES  APPENDIX A –  MAPS   APPENDIX B –  PHOTOGRAPHS  APPENDIX C –  HYDROLOGY DATA    C.1 Methodology     C.2 Gauging Station Information    C.3 Comparable Basins    C.4 Jack River Hydrology Model  APPENDIX D –  RESOURCE DATA AND ANALYSIS     D.1 Land Status in Project Area     D.2 Maximum Probable Flood    D.3 Estimated Reservoir Life and Sedimentation    D.4 Outage Rates in Cantwell  APPENDIX E –  ENVIRONMENTAL CONSIDERATIONS  APPENDIX F –   PERMITTING INFORMATION  APPENDIX G –  ECONOMIC ANALYSIS ASSUMPTIONS  APPENDIX H –   TABULAR HYDROLOGY DATA   APPENDIX I –  DRAFT REPORT REVIEW COMMENTS AND RESPONSES  APPENDIX J –   DRAFT REPORT REVIEW COMMENTS AND RESPONSES       Native Village of Cantwell  Jack River Hydroelectric Reconnaissance Study  Polarconsult Alaska, Inc.    March 2013 – Final Report  viii  LIST OF FIGURES  Figure 2‐1:  Recent Monthly Peak and Average Power Generation............................................... 9 Figure 3‐1:  Estimated Typical Energy Generation for Configurations 1A and 3C........................18 Figure 5‐1:  Project Development Schedule.................................................................................31 Figure A‐1:  Project Overview and Location Map........................................................................A ‐1 Figure A‐2:  General Land Ownership in Project Vicinity.............................................................A‐2 Figure A‐3:  Map of Hydrology Basins and Sub‐Basins................................................................A‐3 Figure A‐4:  Hydro Project Configuration 1A at Dam Site 1.........................................................A‐4 Figure A‐5:  Hydro Project Configuration 2A at Dam Site 2.........................................................A‐5 Figure A‐6:  Hydro Project Configuration 3A at Dam Site 3.........................................................A‐6 Photograph B‐1:  Stream Gauging Station Installation, November 2011....................................B‐1 Photograph B‐2:  Bank Erosion at Stream Gauging Station, May 2012.......................................B‐1 Photograph B‐3:  View Downstream Towards Cantwell from Gauging Station..........................B‐2 Photograph B‐4:  View Upstream Towards Dam Site 3 from Vicinity of Gauging Station ..........B‐2 Photograph B‐5:  View of Jack River Canyon Near Dam Site 1....................................................B‐3 Photograph B‐6:  Panoramic View of Jack River Canyon From Wolf Point, Looking SW ............B‐4 Photograph B‐7:  Panoramic View of Jack River at Stream Gauging Site, Looking Upriver ........B‐4 Photograph B‐8:  Panoramic View of Dam Site 2, Looking Southwest........................................B‐5 Photograph B‐9:  Panoramic View of Dam Site 1, Looking Northwest........................................B‐5 Figure C‐1:  Winter Flow Measurements at Jack River and Susitna River...................................C‐6 Figure C‐2:  Jack River Hydrology Model .....................................................................................C ‐7 Figure C‐3: Flow Duration Curve for Jack River ...........................................................................C ‐8 Figure C‐4:  Stage‐Discharge Data for Jack River Gauging Station ..............................................C‐8 Figure C‐5:  2011 – 2012 Jack River Stage Data...........................................................................C ‐9 Figure C‐6:  2011 – 2012 Jack River Gauging Station Air and Water Temperature Data............C‐9 Figure D‐1:  Estimated Ultimate Reservoir Sedimentation Profile..............................................D‐5 LIST OF TABLES  Table ES‐1:  Summary of Selected Jack River Hydro Project Configurations...................................ii Table 2‐1:  GVEA’s Major Energy Sources for Electricity Generation............................................. 7 Table 2‐2:  Recent Electric System Statistics................................................................................... 8 Table 2‐3:  Historic Population Data............................................................................................... 8 Table 3‐1:  Estimated Attributes of Jack River Dam Sites.............................................................14 Table 3‐2:  Range of Project Configurations Considered in this Study.........................................15 Table 3‐3:  Cost Estimates and Financial Analysis for Jack River Project Configurations.............17 Table 4‐1:  Proposed Alternative Energy Supplies for GVEA........................................................27 Table 4‐2:  Selected Railbelt Grid Wheeling Costs........................................................................28 Table C‐1:  Jack River Flow Measurements .................................................................................C ‐3 Table C‐2:  Summary of Jack River Hydrology Data.....................................................................C ‐5 Table D‐1:  Maximum Probable Floods at Jack River Hydro Project Site ....................................D‐2 Table D‐2:  Estimated Reservoir Sedimentation Rates and Useful Reservoir Life.......................D‐4 Table D‐3:  Estimated Impact of Reservoir Sedimentation on Annual Energy Output ...............D‐6 Table D‐4:  2012 Cantwell Outage Data and Recent GVEA Outage Data....................................D‐7    Native Village of Cantwell  Jack River Hydroelectric Reconnaissance Study  Polarconsult Alaska, Inc.    March 2013 – Final Report  vi  ACRONYMS AND TERMINOLOGY  F  degrees Fahrenheit  ac‐ft acre‐foot, acre‐feet. A measure of water volume equal to one acre covered in  water to a depth of one foot.  ADCCED Alaska Department of Commerce, Community, and Economic Development  ADEC Alaska Department of Environmental Conservation  ADF&G Alaska Department of Fish and Game  ADNR Alaska Department of Natural Resources  AEA Alaska Energy Authority    AEP Alaska Environmental Power, LLC  AGS above ground surface  AIS Alaska Intertie System  ANCSA Alaska Native Claims Settlement Act  APA Alaska Power Authority (predecessor to the AEA)  ATV all‐terrain vehicle  Aurora Aurora Energy, LLC  AS Alaska Statute  BGS below ground surface  BHC Brailey Hydrological Consultants  BLM Bureau of Land Management  btu British thermal unit  C.E. Civil Engineer  CEA Chugach Electric Association, Inc.  cfs cubic feet per second     Native Village of Cantwell  Jack River Hydroelectric Reconnaissance Study  Polarconsult Alaska, Inc.    March 2013 – Final Report  vii  DCRA Division of Community and Regional Affairs (organized under ADCCED)  CPCN  Certificate of Public Convenience and Necessity   discharge A synonym for stream flow. Flow and discharge are used interchangeably in this  report.  EA environmental attributes. The term “environmental attributes” is used by the  utility industry to describe the desirable aspects of electricity that are generated  from environmentally benign and/or renewable sources. Environmental  attributes are tracked, marketed, bought, and sold separately from the physical  energy. Separating the environmental attributes from the physical energy allows  customers or ratepayers to elect to buy sustainable or “green” energy even if it is  physically unavailable from their electric utility.   FERC Federal Energy Regulatory Commission   FIW  Fire Island Wind, LLC  ft  foot, feet  FY fiscal year  gal gallon(s)  GVEA Golden Valley Electric Association, Inc.  HDPE high‐density polyethylene  in. inch, inches  IPP independent power producer  ISER Institute of Social and Economic Research (University of Alaska Anchorage)  ISFR in‐stream flow reservation.  A minimum amount of flow that must be left in a  river or stream during all or certain times of the year.  kV  kilovolt, or 1,000 volts  kVA kilovolt‐ampere  kW kilowatt, or 1,000 watts. One kW is the power consumed by ten 100‐watt  incandescent light bulbs.  kWh kilowatt‐hour. The quantity of energy equal to one kilowatt (kW) expended for  one hour.      Native Village of Cantwell  Jack River Hydroelectric Reconnaissance Study  Polarconsult Alaska, Inc.    March 2013 – Final Report  viii  LIDAR Light Detection and Ranging  LLC limited liability company  MEA Matanuska Electric Association, Inc.  MHW mean high water  mi mile, miles  ML&P Municipal Light and Power  MP mile post  MW megawatt  MVA megavolt‐ampere  MWh megawatt‐hour  NAD North American Datum   O&M operations and maintenance  OMR&R operating, maintenance, repair, and replacement  PCE Power Cost Equalization (program)  P.E. Professional Engineer  Polarconsult Polarconsult Alaska, Inc.  prime power, energy, electricity, load, demand   A use of electricity that utility customers expect to be supplied at their  convenience, as in turning on a light or television.  The utility is responsible for  taking all reasonable measures to supply sufficient energy into the utility grid to  meet all instantaneous prime demand of its customers.  Prime electricity can be  contrasted with excess or interruptible electricity, which is generated by the  utility only when conditions are favorable, and can be interrupted by the utility  without notice.     PTT pressure and temperature transducer   PVC  polyvinyl chloride  PZF point of zero flow     Native Village of Cantwell  Jack River Hydroelectric Reconnaissance Study  Polarconsult Alaska, Inc.    March 2013 – Final Report  ix  RCA Regulatory Commission of Alaska  RCC roller‐compacted concrete  RM river mile  rpm revolutions per minute  SDR standard dimension ratio  SFH South Fork Hydro, LLC   SNAP Sustainable Natural Alternative Power  sq.mi. Square mile  USACE U.S. Army Corps of Engineers  USGS U.S. Geological Survey  V volt  WSR wild and scenic river            Native Village of Cantwell  Jack River Hydroelectric Reconnaissance Study Polarconsult Alaska, Inc.    March 2013 – Final Report  1  1.0 INTRODUCTION  1.1 PROJECT AUTHORIZATION   In July 2011, the Alaska Energy Authority (AEA) awarded the Native Village of Cantwell (NVC)  grant funds for a hydropower reconnaissance study of Jack River. The funds were awarded  under the state’s Renewable Energy Grant Program, which is administered by the AEA.    In October 2011, the NVC hired Polarconsult Alaska, Inc. (Polarconsult) to conduct a  hydroelectric reconnaissance study of Jack River.  This report presents the findings and  recommendations of the hydroelectric reconnaissance study completed for the NVC.  1.2 SUMMARY OF FINDINGS  Reconnaissance‐level investigations of Jack River conclude that several hydroelectric project  configurations appear to be technically viable at Jack River, ranging in installed capacity from  approximately 1.7 to 7.3 megawatts (MW).  All project configurations considered for Jack River  are storage projects.  The 1.7 MW project would only have sufficient storage capacity to supply  Cantwell and surrounding areas during a week‐long intertie outage, whereas the 7.3 MW  project would have sufficient storage capacity to fully regulate Jack River flow on an annual  basis.      The most accessible market for the electric output of a hydro project at Jack River is wholesale  purchase of the full electrical output of the project by Golden Valley Electric Association, Inc.  (GVEA), the local electric utility.  Under existing market conditions and estimated site  conditions, the project configurations considered in this study are not economic with wholesale  purchase at GVEA’s current system average avoided energy cost.  Under more favorable  financing, site, and/or market conditions, several of the project configurations evaluated in this  study appear to be economically viable with wholesale purchase of the electricity by GVEA.   Project configurations that appear to warrant further study have estimated benefit‐cost ratios  of between 0.50 and 3.00.  This range incorporates a +/‐ 30% range on total installed cost, and a  similarly broad range for operating costs and financing terms.  Detailed economic assumptions  are presented in Appendix G.  Initial analysis of environmental impacts associated with the project configurations considered  indicates they would affect resident fish that are likely present in Jack River by impeding fish  passage through the project reach and by changing water quantity and quality downstream of  the project.  Alaska’s Fishway Act (AS 16.05.841 to 851) would require that a project at Jack  River either provide for fish passage,  provide for hatchery operations to replace the value of  the impacted fisheries, or provide a lump‐sum cash payment as mitigation for fish passage  impacts.  In practice, ADF&G prefers to maintain existing habitat, and only rarely accepts  hatchery funding or cash payments in‐lieu of on‐site mitigation.          Native Village of Cantwell  Jack River Hydroelectric Reconnaissance Study Polarconsult Alaska, Inc.    March 2013 – Final Report  2  The project configurations are not expected to significantly impact anadromous fish habitat.  The nearest anadromous habitat is more than 50 miles downstream in the Nenana River near  Healy, and the project could reduce flow at the upper limit of anadromous habitat by up to  approximately 7%.  Peak project operation in late winter could increase flow at the upper limit  of anadromous habitat by approximately 50% from natural flow conditions.  Proper discharge  ramping rates and thermal management of water releases would likely avoid any impacts to  anadromous habitat.    Reservoirs under some project configurations would inundate up to several hundred acres of  wetland and upland habitat for game along Jack River.    Based on the findings of this study, further investigation of hydroelectric developments at Jack  River should focus on the following information in order to determine if a hydroelectric project  at Jack River is feasible:  ● Collect additional hydrology data to better characterize resource hydrology.  ● Market analysis to determine a preferred project configuration.  ● Perform geotechnical investigations to assess technical suitability of dam sites and  define design parameters for dams.  ● Conduct baseline fisheries survey to determine what resident species are present in the  study reach of Jack River.  ● Hold scoping meetings with regulatory agencies to outline the scope of environmental  studies, define likely mitigation requirements for aquatic, wetland, and upland impacts,  and determine likely operational constraints on the project.  ● Generate refined estimates of electrical output and project costs to determine  economic feasibility.  1.3 PROJECT EVALUATION PROCESS  Several hydroelectric development configurations at Jack River were evaluated to define the  range of expected project output and development cost.  Relevant resource data for Jack River  were collected and analyzed to develop the project configurations.  The resource data included  stream hydrology, site topography, and related information. Environmental and regulatory  factors were also considered in developing candidate project configurations. Economic  evaluations focused on wholesale purchase of the project’s net electrical output by GVEA.    The estimated electrical output for each project configuration was integrated with economic  data comprised of fuel costs, construction costs, operating and maintenance (O&M) costs, and  financing options to develop an estimated benefit‐cost ratio. Under the full range of costs and  financing terms considered in this study, project configurations have an estimated benefit cost  ratio of 0.23 to 3.00, and configurations that appear to warrant closer investigation have  estimated benefit‐cost ratios of 0.50 to 3.00.       Native Village of Cantwell  Jack River Hydroelectric Reconnaissance Study Polarconsult Alaska, Inc.    March 2013 – Final Report  3  1.4 CURRENT AND PREVIOUS STUDIES  1.4.1 Previous Studies  Review of available records indicates that Jack River was identified as a hydropower resource in  two statewide hydropower inventory studies prepared in the late 1970s: 1  1) The Alaska Regional Energy Resources Planning Project, Phase I, Volume II  lists a 7  MW project at Jack River. 2  2) The Alaska Regional Energy Resources Planning Project, Phase II, Volume II lists a 13  MW project at Jack River. 3    Both studies were compilations of various prior resource inventories, and neither provided any  information regarding proposed hydroelectric developments at Jack River beyond the proposed  capacity.  Given the lack of detail in these inventory studies, their reference sources were not  investigated as part of the current study.     1.4.2 Current Reconnaissance Study  Polarconsult conducted the following field investigations to collect site‐specific information  about Jack River for this reconnaissance study:  ● Installed a stream gauge in Jack River and conducted a series of flow measurements to  characterize the hydrology of the river and basin.  Field data was analyzed in  conjunction with existing hydrology data for other regional rivers and streams to  generate an initial estimate of Jack River’s hydrological characteristics.  ● Performed topographic surveys to characterize two prospective dam sites in the lower  Jack River canyon and a nearby saddle that constrains maximum reservoir elevations for  these dam sites.  These topographic surveys were supplemented with new topographic  data collected under the Statewide Digital Mapping Initiative Project in 2011.4  ● Performed additional reconnaissance surveys of a third dam site in the Jack River  canyon for initial development concepts at this site.                                                          1  Records reviewed include the AEA energy database and library, the Alaska Resource Library and Information  Service and University of Alaska Anchorage / Alaska Pacific University Consortium Library collections,  the  Anchorage Municipal Library collections, and Polarconsult’s archives.  2  Alaska Regional Energy Resources Planning Project, Phase I, Volume II: Inventory of Oil, Gas, Coal,  Hydroelectric, and Uranium Resources, Final Report.  State of Alaska, Department of Commerce and Economic  Development, Division of Energy and Power Development.  October 1977.  3  Alaska Regional Energy Resources Planning Project, Phase II: Coal, Hydroelectric, and Energy Alternatives  Volume II: Hydroelectric Development.  State of Alaska, Department of Commerce and Economic  Development, Division of Energy and Power Development.  1980.  4  Infrared Synthetic Aperture Radar (IFSAR) topographic data collected for the Statewide Digital Mapping  Initiative project in 2011.     Native Village of Cantwell  Jack River Hydroelectric Reconnaissance Study Polarconsult Alaska, Inc.    March 2013 – Final Report  4  Three field visits were completed in support of the above‐listed activities.    ● November 2‐3, 2011: Stream gauging station installation and initial stream flow  measurements.  ● March 27, 2012:  Additional flow measurements and gauging station maintenance.  ● July 22‐24, 2012: Additional flow measurements, field reconnaissance, and topographic  surveys.     Field data collected from these trips have been used to complete a reconnaissance study of  Jack River using the methodology described in Section 1.3. This report summarizes the findings  and recommendations of the reconnaissance study.     Native Village of Cantwell  Jack River Hydroelectric Reconnaissance Study Polarconsult Alaska, Inc.    March 2013 – Final Report  5  2.0 COMMUNITY PROFILE  2.1 COMMUNITY OVERVIEW  The community of Cantwell is located at the junction of the Parks Highway and the Denali  Highway, mile post (MP) 209.5 of the Parks Highway.  It is located in Broad Pass in the Alaska  Range, at an elevation of approximately 2,100 feet.  The community is located approximately  150 air‐miles north‐northeast of Anchorage and 110 air‐miles south‐southwest of Fairbanks at  approximately 63.39° north latitude and 148.95° west longitude (Township 17 South, Range 7  West, Fairbanks Meridian and within U.S. Geological Survey [USGS] quadrangle map Healy B‐4).  Nearby communities are located along the Parks Highway, and include Carlo Creek,  approximately 14 miles to the north, McKinley Village, approximately 21 miles to the north,  Healy, approximately 39 miles to the north, and Trapper Creek, approximately 95 miles to the  south.  The Denali National Park entrance and associated developments are approximately 28  miles north of Cantwell along the Parks Highway.   Cantwell has a continental climate with relatively warm summers and long cold winters. Normal  summer temperatures are in the 50s to 70s °F, and normal winter temperatures range from 20  °F below to 10 °F above.  The highest recorded temperature is 89 °F, and the lowest recorded  temperature is minus 54 °F. Total precipitation averages 15 inches a year, with an average  snowfall of 78 inches.   Cantwell is not an incorporated city.  The NVC is a federally recognized Native village. The  community is located in the Nenana Recording District, the Denali Borough, and the Denali  Borough School District.5  2.2  EXISTING ENERGY SYSTEM  2.2.1 Community Energy Overview  Cantwell is connected to the communities of Carlo Creek and McKinley Village by a three phase  distribution line.  Electric service in these communities is provided by GVEA.  Electricity is  provided via the Cantwell Substation on the AEA‐owned Alaska Intertie System (AIS) between  the Cook Inlet area and Healy.    2.2.2 Electric Utility Organization  GVEA was incorporated in 1946 under the U.S. Department of Agriculture’s Rural Electrification  Administration (Now Rural Utility Service) regulations.  GVEA is a certificated electric utility,  holding Certificate of Convenience and Public Necessity No. 13, originally issued by the Alaska  Public Utilities Commission (predecessor to the Regulatory Commission of Alaska (RCA)) in  1964.                                                          5  This community overview is compiled from data on the Alaska Department of Community and Economic  Development (ADCED) website.     Native Village of Cantwell  Jack River Hydroelectric Reconnaissance Study Polarconsult Alaska, Inc.    March 2013 – Final Report  6  Cantwell, Carlo Creek, and McKinley Village are all located within GVEA’s certificated service  area (Figure A‐2).  These communities are not eligible to participate in the state’s Power Cost  Equalization Program (PCE Program).  2.2.3 Generation System  The community of Cantwell and surrounding areas rely on the Cantwell Substation of the AIS  for 100% of their electricity.  The Native Village of Cantwell has two 2.4 kilowatt (kW) Skystream  3.7 wind turbines installed near the tribal building.  These turbines feed energy into the electric  grid under GVEA’s Sustainable Natural Alternative Power (SNAP) program.  There is no other  local utility generation infrastructure.  When the AIS experiences an outage, Cantwell and  surrounding areas are blacked out until intertie operation is restored.  Past blackouts have been  caused by avalanches, lightning strikes, and similar events.  Reversal of power flow on the AIS  also requires a brief outage in Cantwell.  Some private businesses and homeowners maintain  backup generators, but these are not configured or suitable to energize the local distribution  system.   Outage frequency in Cantwell is four to eight times higher than for GVEA customers  at‐large.  Outage frequency in Cantwell is discussed in Appendix D, Section D.4.  GVEA generates electricity from a diverse portfolio of energy sources.  Major energy supplies  include coal, fuel oil/naptha, natural gas and hydro.  GVEA is currently finishing construction of  an approximately 25 MW wind farm at Eva Creek near Healy that will introduce wind as a  significant energy source for the utility.  GVEA expects Eva Creek to supply approximately  76,700 megawatt‐hours (MWh) annually, placing it on par with the Bradley Lake Hydro Project  as an energy source for the utility.6  Table 2‐1 summarizes GVEA’s annual major energy supplies  and costs.                                                            6  Data from GVEA website August 1, 2012: http://www.gvea.com/energy/evacreek      Native Village of Cantwell  Jack River Hydroelectric Reconnaissance Study Polarconsult Alaska, Inc.    March 2013 – Final Report  7  Table 2‐1:  GVEA’s Major Energy Sources for Electricity Generation  Generation Source / Supply Fuel Source Typical Annual Energy  Generation (MWh) (1)  Percent of Total  GVEA Supply  Approximate Price  of Fuel Source (2)  GVEA North Pole Plants,  Zehnder Plant, Delta Plant  Diesel/Naptha 507,700 37% $189.18 per MWh  GVEA Healy Plant and Aurora  Energy, LLC Coal 392,900 28% $50.95 per MWh  Wholesale Purchases from   Cook Inlet Utilities Natural Gas 398,800 31% $90.74 per MWh  Bradley Lake Hydro 65,400 4% $57.82 per MWh  Small Member‐Owned (3) Wind/Solar Not available < 1% Not available   1,364,800 100% $105.53 per MWh  (1) Typical annual MWh data is compiled from GVEA quarterly tariff revisions TA231‐13, TA230‐13, TA224‐13, TA222‐13 filed  with the Regulatory Commission of Alaska and covering projected generation data for the period September 2011 through  August 2012.  (2) Price data consolidated from TA220‐13, covering projected costs for the 4th quarter of 2011. Price per kWh obtained by  dividing by 1,000, so $105.53 per MWh is equal to 10.553 cents per kWh.  (3) Small member‐owned generation includes several kW‐scale wind and solar installations, including the two wind turbines in  Cantwell,  that participate in GVEA’s Sustainable Natural Alternative Power (SNAP) program, as well as the 1,000 kW Delta  Wind Project which sells energy to GVEA under GVEA’s Experimental Renewable Resource Purchase (ERRP) program.    2.2.4 Electrical Distribution System   The distribution system in Cantwell consists of a 5 megavolt‐ampere (MVA) step‐down  transformer at the AIS Cantwell Substation and a three phase 7.2/12.47 kilovolt (kV)  distribution system.  Three phase distribution extends along the Denali Highway for  approximately 1.75 miles east and 1.5 miles west of the Parks Highway Junction, and from this  junction north along the Parks Highway corridor for approximately 21 miles to the communities  of Carlo Creek and McKinley Village, ending at the boundary of Denali National Park and the  Nenana River crossing at MP 231.3.  Single phase lines extend into local subdivisions and  neighborhoods.  All distribution lines are overhead construction.   2.2.5 Planned Upgrades  No upgrades to Cantwell’s electrical infrastructure are planned.  2.2.6 Existing Load Profile  Cantwell’s electrical demand varies seasonally.  Total power throughput at the Cantwell  substation, which includes all demand in Cantwell, Carlo Creek, and McKinley Village, is  approximately 450 to 950 kW during the summer months (generally May 15 through  September 15) and 250 to 600 kW during the winter months (generally September 15 through  May 15).  This does not include load at the Denali National Park entrance and associated  developments, which are served from Healy.  Recent load patterns in Cantwell for 2010‐2012  are shown in Figure 2‐1 and presented in Table 2‐2. 7                                                          7  Load data for Cantwell Substation provided by GVEA.     Native Village of Cantwell  Jack River Hydroelectric Reconnaissance Study Polarconsult Alaska, Inc.    March 2013 – Final Report  8  Table 2‐2:  Recent Electric System Statistics   Parameter  2007 (1) 2008 2009 2010 2011 2012 (2)    WINTER SEASON DEMAND (January 1 through May 31 and October 1 through December 31)  Average Demand (kW) 636 467 498 397 363 302  Hourly Peak Demand (kW) (3)  ‐ ‐ ‐ 1,073 963 776  Total Season Energy Demand (MWh) 1,044 2,732 2,952 2,293 2,156 1,377    SUMMER SEASON DEMAND (June 1 through September 30)  Average Demand (kW) 703 708 627 618 723 615  Hourly Peak Demand (kW) (3)  ‐ ‐ ‐ 871 1,116 1,793  Total Season Energy Demand (MWh) 506 2,072 1,835 1,808 2,116 1,358    ANNUAL DEMAND (January 1 through December 31)  Total Annual Energy Demand (MWh) 1,550 4,804 4,787 4,101 4,272 2,735  Data provided by GVEA.  (1) 2007 data available from September 1st through December 31st.  (2) 2012 data available from January 1st through August 31st.  (3) Peak hourly demand data is available from July 2, 2010 through August 2, 2012.  2.2.6.1 Population  Historic population data for Cantwell is summarized in Table 2‐3.  Prior to the completion of the  Parks Highway in 1971, Cantwell was accessible via air, the Alaska Railroad, and the unpaved  Denali Highway. In these years, Cantwell’s population fluctuated between approximately 17  and 85 people.  After the completion of the Parks Highway, Cantwell’s population began  increasing, reaching 147 by 1990 and 222 by 2000.  Since 2000, population has decreased by  approximately 10% to 202 in 2011.8  Table 2‐3:  Historic Population Data     Year Population  1940 17  1950 0  1960 85  1970 62  1980 89  1990 147  2000 222  2010 219  2011 202  Historic population data from ADCED.                                                            8 Population data from Alaska Department of Community and Economic Development (ADCED) website.     Native Village of Cantwell  Jack River Hydroelectric Reconnaissance Study Polarconsult Alaska, Inc.    March 2013 – Final Report  9  0 200 400 600 800 1,000 1,200 1,400 1,600 1,800 2,000 Jan 2007 Jan 2008 Jan 2009 Jan 2010 Jan 2011 Jan 2012Monthly Average and Peak kW at Cantwell SubstationPeak Hourly kW Average Monthly kW Average Monthly kW Figure 2‐1:  Recent Monthly Peak and Average Power Generation                              2.2.7 Projected Future Load Profile   Community electrical demand is a function of population, electricity cost, and available income.  Commercial, industrial, and transient loads can also be major factors in total electrical demand.   A hydro project at Jack River can be used to meet local demand during outages on the AIS.   Because Cantwell is connected to the railbelt energy grid, a Jack River project can generate  more energy than Cantwell needs and export the excess to other railbelt markets.  These  market opportunities are discussed in greater detail in Section 4.      Native Village of Cantwell  Jack River Hydroelectric Reconnaissance Study Polarconsult Alaska, Inc.    March 2013 – Final Report  10              This page intentionally blank.     Native Village of Cantwell  Jack River Hydroelectric Reconnaissance Study Polarconsult Alaska, Inc.    March 2013 – Final Report  11  3.0 HYDROPOWER DEVELOPMENT OPTIONS   3.1 RESOURCE DESCRIPTION  Jack River’s headwaters are in the northern Talkeetna Mountains, draining in a generally  northerly direction towards the northeastern end of Broad Pass.  Jack River collects tributaries  draining the northern Talkeetna Mountains, the northerly portion of Broad Pass, and portions  of the southern Alaska Range before discharging into the Nenana River at an elevation of  approximately 2,020 feet.  Major tributaries include Cantwell Creek and Windy Creek (see  Figure A‐3).    In total Jack River drains approximately 390 square miles.  Its basin is comprised of subalpine  and alpine valleys and mountainous terrain rising to a maximum elevation of 7,258 feet in the  headwaters of Cantwell Creek in the Alaska Range.  Glaciers cover less than 1% of the total  drainage basin.  Approximately 20% of the total drainage basin is occupied by sub‐alpine and  alpine valleys.  These are generally vegetated by taiga meadows and forests.  The balance of the  basin is alpine, either barren rock or tundra.  The reach of Jack River under consideration in this study for hydroelectric development is river  mile (RM) 10 to RM 20, which drains an approximately 145‐square mile subbasin in the  northern Talkeetna Mountains.  In the downstream reach, from the Nenana River up to RM 10,  Jack River traverses a low‐gradient alluvial bed as an actively meandering river, with little‐to‐no  practical hydroelectric potential.  The reach upstream of RM 20 may have hydroelectric  potential, but review of 1:63,360 scale USGS maps indicates similar gradients as the study  reach, and an apparent lack of promising dam sites.  Also, the upstream reach is likely too far  from existing markets and transportation and transmission infrastructure for hydroelectric  developments to be economically viable.  Viable micro‐hydro sites suitable for off‐grid  applications may exist in minor tributaries, but these are outside the scope of the current study.  The subbasin above the study reach is predominantly alpine, with approximately 10% of the  basin comprised of subalpine valley floors.  There are no significant glaciers in the subbasin.   There are several lakes in the alpine headwaters, but their combined surface area is less than  1% of the total subbasin area.    From RM 20 to RM 16, Jack River meanders through an alpine valley at a grade of  approximately 1%.9  This reach would be wholly or partially inundated by reservoirs under some  project configurations considered in this study.  From RM 16 to RM 14.4, Jack River traverses a  steeply incised canyon located approximately four miles southeast of the community of  Cantwell, maintaining a grade of 1 to 1.5% through the canyon.  This canyon is one of three                                                          9  Grades in the study reach are calculated using twenty‐five foot and smaller contours, and are measured using  the general topography of the riverbed, not the more serpentine active channel meanders.  The grade of the  active river channel will be slightly lower than the listed grades.   Short cascades and falls that are not shown by  25‐foot contours likely occur in some parts of the Jack River canyon.      Native Village of Cantwell  Jack River Hydroelectric Reconnaissance Study Polarconsult Alaska, Inc.    March 2013 – Final Report  12  potential dam sites (dam site #1) considered in this study.  The floor of this canyon is a  combination of alluvial deposits, talus debris, and in a few locations, bedrock.    Below the canyon, Jack River flows towards the west‐northwest for approximately 2.9 miles  (RM 14.4 to RM 11.5) through a steep‐walled valley.  The valley walls are steep rock cliffs and  bluffs typically 50 to 200 feet tall.  Most of the valley floor is covered in alluvial deposits, with  talus and rubble cones typically present along the sides of the valley.  The valley floor is devoid  of bedrock outcrops, and approximately 400 to 1,000 feet wide.  There are two narrow points  in this valley that are potential dam sites, both of which are considered in this study (dam site  #2 and #3).  At RM 11.5, Jack River leaves this valley and emerges onto a broad alluvial flood  plain that covers much of the floor of Broad Pass.  Jack River actively meanders across the floor  of Broad Pass for the remaining 11.5 miles to its mouth on the Nenana River.  Jack River’s active  channel and floodplain is generally 200 to 1,000 feet wide.  Revegetated relict channels are  apparent in a corridor that is 2,500 to 5,000 feet wide along this 11.5 mile reach of Jack River.   Developments, including the community of Cantwell, Parks Highway, Denali Highway, and  Alaska Railroad, are protected from flood and erosion hazards by several dikes and similar flood  control structures.    Analysis of 2011‐12 stream gauging data at Jack River indicates the average annual flow in Jack  River near dam site #3 (RM 11.4) is approximately 150 cubic feet per second (cfs), with  minimum annual flow in early May of approximately 30 cfs, summer flows typically in the range  of 300 to 600 cfs, and flood events exceeding 1,000 cfs.  Annual precipitation in the Jack River  basin is estimated at 30 inches.  Hydrology analysis of Jack River is presented in Appendix C.    The three dam sites in the study reach of Jack River are described below.  Technical attributes  of the three dam sites are summarized in Table 3‐1, and the dam sites are shown on Figure A‐1.    Dam Site #1, in the Jack River canyon at approximately RM 15.13.  This canyon presents a  potential dam site for a dam of up to approximately 250 feet in height, creating a  approximately 865‐acre reservoir at an elevation of approximately 2,675 feet.  The canyon  topography could support a taller dam to approximately 400 feet, but a saddle  approximately ½ mile to the east would require a supplemental gravity dam to increase the  reservoir elevation above approximately 2,690 feet.    Dam Site #2, in the river valley at approximately RM 12.42.  At this point, the valley narrows to  a width of 430 feet at the floor (elevation 2,290 feet) and 1,050 feet at the valley rim  (elevation 2,470 feet).  A significant prominence extends from the northeast valley wall to  the midpoint of the valley and a height of 2,400+ feet.  This location presents a potential  dam site for a 135‐foot tall dam, creating an approximately 450‐acre reservoir at an  elevation of 2,425 feet.  This reservoir elevation would require an approximately 45‐foot tall  supplemental dam to block a saddle at 2,385‐foot elevation located approximately ¾‐mile  east of the dam site.  This supplemental dam would have a 1,500 foot long crest.     Native Village of Cantwell  Jack River Hydroelectric Reconnaissance Study Polarconsult Alaska, Inc.    March 2013 – Final Report  13  Dam Site #3, in the river valley at approximately RM 11.69.   At this point, the valley narrows to  a width of 550 feet at the floor (elevation 2,260 feet) and 740 feet at the valley rim  (elevation 2,370 feet).  This location presents a potential dam site for a 100‐foot tall dam,  creating an approximately 350‐acre reservoir at an elevation of 2,360 feet.  This reservoir  elevation would require an approximately 20‐foot tall by 850 foot long wing wall along the  northeast rim of the valley.     Native Village of Cantwell  Jack River Hydroelectric Reconnaissance Study Polarconsult Alaska, Inc.   March 2013 – Final Report  14 Table 3‐1:  Estimated Attributes of Jack River Dam Sites ESTIMATED ATTRIBUTES OF JACK RIVER DAM SITES ATTRIBUTE DAM SITE #1 DAM SITE #2 DAM SITE #3 Location along Jack River  RM 15.13 RM 12.42 RM 11.69 Conceptual Site Plans Figure A‐4 Figure A‐5 Figure A‐6 Photographs (Appendix B) Photographs B‐5, B‐9 Photograph B‐8 Photographs B‐7, B‐9 Maximum Dam Height 250 feet 135 feet 100 feet DAM SITE FLOOR Floor Elevation 2,425 feet 2,290 feet 2,260 feet Floor Width 150 feet 430 feet 550 feet Floor Composition Combination of alluvial deposits from Jack River and talus / rubble deposits from mass wasting events along canyon walls.  Exposed bedrock likely at a few locations. Alluvial deposits to unknown depth.  A significant rock outcrop extends into the canyon from the right wall, rising to 2,430 ft. at the dam site.   Alluvial deposits to unknown depth.  No bedrock is visible at surface. DAM SITE LEFT WALL (SOUTHWESTERLY SIDE OF JACK RIVER) Description Exposed rock faces, very sparsely vegetated at upper elevations.  Talus and rubble cones at lower elevations. Exposed rock outcrop. Significantly weathered and decomposed, sparsely vegetated. Decomposing rock face generally at angle of repose, mostly vegetated. Slope 1:1 slope and steeper. 1:1 slope, decomposed.  rock face. More gradual at toe except where scoured by river. 1:1.5 uniform slope, with some steeper rock faces.  More gradual at toe except where scoured by river. Comments None. None. None. DAM SITE RIGHT WALL (NORTHEASTERLY SIDE OF JACK RIVER) Description Mostly vegetated talus and rubble deposits, some rock outcrops at higher elevations. Decomposed rock at angle of repose, mostly vegetated. Exposed rock outcrop. Significantly weathered and decomposed. Slope 1:1 slope, variable. 2:1 vegetated slope 1:1 to 1:4 sloped rock wall, some vertical faces. Comments None. Bedrock likely within 5 ft. of surface in most areas. None. ESTIMATED MAXIMUM DAM CREST Length 750 feet 950 feet 740 feet Crest Elevation 2,675 feet 2,425 feet 2,380 feet Spillway Structure Over dam crest. Over dam crest. Over dam crest or via ¼‐mile spillway through right bank terrain.  Limiting Feature(s) A 2,685 foot elevation saddle 3,400 feet south of RM 16.0. A 2,385 foot elevation saddle above the right bank at RM 13.5 and a  second saddle above the right bank at RM 14.5 with elevation 2,435 feet.  Rim elevation above right bank for 3,400 feet upstream from dam site and a saddle at 2,385‐foot elevation on the right bank at RM 13.5. Comments Dam crest could be raised by adding a saddle dam.  Stated dam height provides sufficient reservoir storage for full annual regulation of Jack River. The maximum crest elevation requires an approximately 45 foot tall by 1,500 foot long saddle dam located approximately 4,300 feet east of main dam. The maximum crest elevation requires an approximately 25 foot tall by 850 foot long wing wall along the right‐side rim of the valley.  ESTIMATED MAXIMUM RESERVOIR CHARACTERISTICS Active Band of Reservoir 2,600 to 2,675 feet 2,360 to 2,425 feet 2,325 to 2,360 feet Active Storage Capacity 44,500 acre‐feet 25,500 acre‐feet 9,300 acre‐feet Inactive Storage Capacity 52,000 acre‐feet 7,800 acre‐feet 6,000 acre‐feet Maximum Reservoir Area 865 acres at 2,675 feet 450 acres at 2,425 feet 350 acres at 2,360 feet Upstream Limit of Reservoir RM 20.0 RM 15.0 RM 14.0 Design Flow for Constant Annual Output 150 cfs (full annual regulation of Jack River) 110 cfs 100 cfs RM: river mile.  Left and right are looking downstream.      Native Village of Cantwell  Jack River Hydroelectric Reconnaissance Study Polarconsult Alaska, Inc.    March 2013 – Final Report  15  3.2 OVERVIEW OF PROJECT CONFIGURATIONS CONSIDERED  There are three potential dam sites along the study reach of Jack River.  At each dam site, up to  three potential project configurations were evaluated:    A. Tall dams that fully develop the reservoir capacities of the three dam sites.  These projects  include penstocks and downstream powerhouses to maximize total head on the project.  B. Tall dams that fully develop the reservoir capacities of the three dam sites.  Powerhouses  are located at the base of the dam.    C. Shorter dams with penstocks and downstream powerhouses.  These projects have  decreased reservoir capacity and less total head, but they also are less costly yet still  provide significant generating capacity and reservoir storage.  These configurations are listed in Table 3‐2.  All project configurations have a design flow of 250  cubic feet per second (cfs).    This report refers to different development options at Jack River by the dam site (1 through 3)  and the project configuration (A through C).  Thus, configuration “2B” refers to a project with a  maximum height dam at dam site #2 and with the powerhouse located at the base of the dam.  Table 3‐2:  Range of Project Configurations Considered in this Study  Project Configuration Dam Site #1  (RM 15.13)  Dam Site #2  (RM 12.42)  Dam Site #3  (RM 11.69)  A. Maximum dam height, powerhouse  downstream Configuration 1A Configuration 2A Configuration 3A  B. Maximum dam height, powerhouse  near base of dam Configuration 1B Configuration 2B Configuration 3B  C. Shorter dam, powerhouse  downstream Configuration 1C  Not Considered   (Substantially  similar to  Configuration 3C)  Configuration 3C     Native Village of Cantwell  Jack River Hydroelectric Reconnaissance Study Polarconsult Alaska, Inc.    March 2013 – Final Report  16  3.3 RECOMMENDED PROJECT CONFIGURATIONS  The project configurations listed in Table 3‐2 were analyzed for estimated cost, energy  generation, and economics.  The results of this analysis are presented in Table 3‐3.   Assumptions used in the analysis are explained in Appendix G.  Table 3‐3 does not consider any  operating restrictions that may be imposed on reservoir management or flow releases for  environmental reasons.  The most favorable project configuration at Jack River will be defined by the needs of the  market that the project is built to serve.  Because Cantwell is connected to the railbelt energy  grid, it is likely that the most favorable project configuration will be that with the lowest cost of  energy.  Other factors that may influence project selection include storage capacity for winter  generation and meeting peak demand, backup generation capability for Cantwell and  surrounding areas, flood control capabilities, and environmental impacts.  Project configurations 1A, 1C, 2A, and 3C each have the potential to provide energy at a lower  cost than GVEA’s existing incremental energy cost, if project capital costs and financing terms  are favorable.  Configuration 1A provides the most reservoir storage, generating capacity, and  electrical output, and is capable of fully regulating flow in Jack River throughout the year.   Configurations 1C and 2A provide an intermediate amount of reservoir storage, and are capable  of delivering peak power for sustained periods during the winter months and providing backup  generation in Cantwell during outages.  Configuration 3C is essentially a run‐of‐river project,  providing sufficient storage only to provide back up generation for Cantwell and surrounding  areas during an outage.  All configurations can generate full power throughout the summer  season.            Native Village of Cantwell  Jack River Hydroelectric Reconnaissance Study Polarconsult Alaska, Inc.   March 2013 – Final Report  17 Table 3‐3:  Cost Estimates and Financial Analysis for Jack River Project Configurations    PROJECT CONFIGURATIONS DAM SITE #1  (RM 15.13) DAM SITE #2  (RM 12.42) DAM SITE #3  (RM 11.69) ESTIMATED PROJECT PARAMETERS A:  Maximum Dam Height, Powerhouse Downstream B:  Maximum Dam Height, Powerhouse at Dam C:  Shorter Dam, Powerhouse Downstream A:  Maximum Dam Height, Powerhouse Downstream B:  Maximum Dam Height, Powerhouse  at Dam A:  Maximum Dam Height, Powerhouse Downstream B:  Maximum Dam Height, Powerhouse at Dam C:  Shorter Dam, Powerhouse Downstream Design Flow (cfs) 250 cfs 250 cfs 250 cfs250 cfs 250 cfs 250 cfs 250 cfs 250 cfs Dam Height (feet) 250 feet 250 feet 150 feet135 feet 135 feet 100 feet 100 feet 40 feet Spillway Elevation (feet) 2,675 feet 2,675 feet 2,575 feet2,425 feet 2,425 feet 2,360 feet 2,360 feet 2,300 feet Tailwater Elevation (feet) 2,225 feet 2,425 feet 2,385 feet2,195 feet 2,290 feet 2,190 feet 2,260 feet 2,190 feet Gross Head (feet) 475 feet 250 feet 185 feet230 feet 135 feet 170 feet 100 feet 110 feet Access Roads and Trails (feet) 28,000 feet 28,000 feet 28,000 feet20,000 feet 20,000 feet 15,000 feet 15,000 feet 15,000 feet Power and Communication Line Extensions (feet) 8,000 feet 16,000 feet 13,000 feet800 feet 11,000 feet 800 feet 7,500 feet 800 feet Penstock Length (feet) and Diameter (inches)   16,000 feet /2 x 60”   300 feet / 2 x 48” 2,400 feet / 1 x 60”11,000 feet / 2 x 60” 500 feet / 1 x 60” 6,700 feet / 2 x 60” 500 feet / 1 x 60” 6,700 feet / 2x60” Net Head at Full Flow (feet) 452 feet 248 feet 172 feet214 feet 132 feet 160 feet 97 feet 100 feet Reservoir Area (Acres) 865 acres 865 acres 330 acres450 acres 450 acres 350 acres 350 acres 115 acres Active Band of Reservoir  2,600 to 2,675 feet 2,600 to 2,675 feet 2,500 to 2,575 feet2,360 to 2,425 feet 2,360 to 2,425 feet 2,325 to 2,360 feet 2,325 to 2,360 feet 2,270 to 2,300 ft. Initial Active Reservoir Volume (acre‐feet) 1 50,700 acre‐feet 50,700 acre‐feet 12,200 acre‐feet25,500 acre‐feet 25,500 acre‐feet 9,300 acre‐feet 9,300 acre‐feet 2,100 acre‐feet Initial Inactive Reservoir Volume (acre‐feet) 1 28,900 acre‐feet 28,900 acre‐feet 3,500 acre‐feet7,800 acre‐feet 7,800 acre‐feet 5,900 acre‐feet 5,900 acre‐feet 200 acre‐feet Installed Capacity (kW) 7.3 MW 4.2 MW 3.0 MW3.6 MW 2.2 MW 2.7 MW 1.6 MW 1.7 MW Avg. Ann. Net Energy Output (MWh) 37,300 MWh 23,400 MWh 12,800 MWh17,400 MWh 9,300 MWh 12,500 MWh 7,100 MWh 7,500 MWh Plant Capacity Factor 58% 64% 49%55% 47% 53% 49% 51% ESTIMATED TOTAL INSTALLED COST RANGE (2012 $, MILLIONS)         Pre‐construction (studies, permitting, design, site control, etc.) $2.3 ‐ $3.8 $2.3 ‐ $3.8 $2.3 ‐ $3.8$1.2 ‐ $2.1 $1.2 ‐ $2.0 $0.6 ‐ $1.0 $0.6 ‐ $1.0 $0.4 ‐ $0.7 Power and Communication Lines $0.6 ‐ $0.9 $0.5 ‐ $0.9 $0.6 ‐ $1.0$0.2 ‐ $0.3 $0.4 ‐ $0.7 $0.1 ‐ $0.2 $0.3 ‐ $0.5 $0.1 ‐ $0.1 Access Roads and Flood Protection $1.6 ‐ $2.6 $1.6 ‐ $2.6 $1.4 ‐ $2.3$1.0 ‐ $1.7 $1.0 ‐ $1.7 $0.8 ‐ $1.4 $0.8 ‐ $1.4 $1.0 ‐ $1.6 Dam and Reservoir $70.8 ‐ $117.9 $70.8 ‐ $117.9 $8.6 ‐ $14.3$23.9 ‐ $39.9 $23.9 ‐ $39.9 $32.8 ‐ $54.6 $32.8 ‐ $54.6 $8.1 ‐ $13.5 Saddle Dam $0.0 ‐ $0.0 $0.0 ‐ $0.0 $0.0 ‐ $0.0$3.8 ‐ $6.3 $3.8 ‐ $6.3 $0.0 ‐ $0.0 $0.0 ‐ $0.0 $0.0 ‐ $0.0 Penstock $11.0 ‐ $18.4 $0.3 ‐ $0.5 $1.0 ‐ $1.7$8.2 ‐ $13.7 $0.3 ‐ $0.5 $5.3 ‐ $8.9 $0.3 ‐ $0.5 $5.3 ‐ $8.9 Powerhouse $5.4 ‐ $9.1 $3.5 ‐ $5.8 $3.0 ‐ $5.0$3.3 ‐ $5.5 $2.7 ‐ $4.5 $2.8 ‐ $4.7 $2.5 ‐ $4.1 $2.2 ‐ $3.6 Construction Equipment $7.9 ‐ $13.1 $4.6 ‐ $7.7 $4.8 ‐ $8.0$5.8 ‐ $9.7 $4.6 ‐ $7.7 $4.6 ‐ $7.7 $3.9 ‐ $6.5 $1.0 ‐ $1.7 Construction Engineering and Inspections $4.4 ‐ $7.4 $4.3 ‐ $7.2 $0.6 ‐ $1.0$1.8 ‐ $3.1 $1.8 ‐ $3.0 $2.1 ‐ $3.6 $2.1 ‐ $3.5 $0.7 ‐ $1.1 Construction Management / Administration $4.9 ‐ $8.1 $4.1 ‐ $6.8 $1.0 ‐ $1.6$2.3 ‐ $3.8 $1.8 ‐ $3.1 $2.3 ‐ $3.9 $2.0 ‐ $3.4 $0.9 ‐ $1.5 Contingency $38.1 ‐ $54.4 $32.2 ‐ $46.0 $8.2 ‐ $11.6$18.0 ‐ $25.8 $14.5 ‐ $20.8 $18.0 ‐ $25.8 $15.9 ‐ $22.7 $6.9 ‐ $9.8 ESTIMATED TOTAL INSTALLED COST RANGE (2012 $, MILLIONS)  $147.0 ‐ $235.7 $124.2 ‐ $199.2$31.5 ‐ $50.3$69.5 ‐ $111.9$56.0 ‐ $90.2 $69.4 ‐ $111.8 $61.2 ‐ $98.2$26.6 ‐ $42.5ESTIMATED RANGE OF FINANCIAL PARAMETERS 2    Capital Cost Paid by Grants $30,000 ‐ $8M $30,000 ‐ $8M $30,000 ‐ $8M$30,000 ‐ $8M $30,000 ‐ $8M $30,000 ‐ $8M $30,000 ‐ $8M $30,000 ‐ $8M Financed Capital Cost (Million $) $139.0 ‐ $235.7 $116.2 ‐ $199.2 $23.5 ‐ $50.3$61.5 ‐ $111.9 $48.0 ‐ $90.2 $61.4 ‐ $111.8 $53.2 ‐ $98.2 $18.6 ‐ $42.5 Annual Debt Servicing Cost (Million $) $5.4 ‐ $17.1 $4.5 ‐ $14.5 $0.9 ‐ $3.7$2.4 ‐ $8.1 $1.9 ‐ $6.6 $2.4 ‐ $8.1 $2.1 ‐ $7.1 $0.7 ‐ $3.1 Annual OMR & R Costs (Million $) $0.6 ‐ $0.9 $0.4 ‐ $0.6 $0.2 ‐ $0.3$0.3 ‐ $0.4 $0.1 ‐ $0.2 $0.2 ‐ $0.3 $0.1 ‐ $0.2 $0.1 ‐ $0.2 Operating Margins (Million $) $0.6 ‐ $1.8 $0.5 ‐ $1.5 $0.1 ‐ $0.4$0.3 ‐ $0.9 $0.2 ‐ $0.7 $0.3 ‐ $0.8 $0.2 ‐ $0.7 $0.1 ‐ $0.3 Total Annual Revenue Requirement (Million $) $6.6 ‐ $19.8 $5.4 ‐ $16.6 $1.2 ‐ $4.4$3.0 ‐ $9.4 $2.2 ‐ $7.5 $2.9 ‐ $9.2 $2.4 ‐ $8.0 $0.9 ‐ $3.6 Estimated Range of Sales Rate for Energy ($ per kWh) $0.18 ‐ $0.53 $0.23 ‐ $0.71$0.095 ‐ $0.34$0.17 ‐ $0.54$0.23 ‐ $0.80 $0.23 ‐ $0.74 $0.34 ‐ $1.13$0.12 ‐ $0.48Estimated Range of Benefit‐Cost Ratio 0.50 – 1.88 0.37 – 1.390.78 – 3.000.49 – 1.850.33 – 1.23 0.36 – 1.33 0.23 – 0.860.56 – 2.061.  See Appendix D, Section D.3 for analysis of reservoir sedimentation rate, estimated reservoir life, and estimated effect on project economics.   2. See Appendix G for economic analysis assumptions.     Native Village of Cantwell  Jack River Hydroelectric Reconnaissance Study Polarconsult Alaska, Inc.    March 2013 – Final Report  18  0 1,000 2,000 3,000 4,000 5,000 6,000 7,000 8,000OctoberNovemberDecemberJanuaryFebruaryMarchAprilMayJuneJulyAugustSeptember Daily Power Generation (kW)Configuration 1A (Peak Output) Configuration 1A (Constant Output) Configuration 3C 3.4 ESTIMATED ENERGY GENERATION  Figure 3‐1 presents estimated typical annual energy generation for project configurations 1A  and 3C, which represent the largest and smallest project configurations, respectively.   Estimated annual energy generation for all project configurations considered in this study are  listed in Table 3‐3.  Figure 3‐1 shows two annual power curves for Configuration 1A.  The bold red line reflects the  power generation if the plant is operated at full capacity continuously until the reservoir is  drawn down.  In practice, this peak output can be shifted to any time of day or year when it has  the greatest value.  The light red line represents power generation if the plant is operated at a  steady flow year‐round.  The slight variation in this line is due to fluctuations in reservoir level,  which affect project head and thus power generation.      Configuration 3C lacks this operational  flexibility due to its smaller reservoir volume.  In Figure 3‐1, the Configuration 3C reservoir is  drawn down between late September and early November, and then the project operates as a  run‐of‐river project until the reservoir refills in June.  In practice, it would be preferable to  reduce generation in September in order to maintain a full reservoir so the project can be used  to provide backup generation for Cantwell through the winter months.  Figure 3‐1:  Estimated Typical Energy Generation for Configurations 1A and 3C                             Native Village of Cantwell  Jack River Hydroelectric Reconnaissance Study Polarconsult Alaska, Inc.    March 2013 – Final Report  19  3.5 DESCRIPTION OF PROJECT FEATURES  Key features of project configuration 1A are described in the following sections.  As  appropriate, the narratives also apply to other project configurations as well.    3.5.1 Access and Staging  Access to the project would require construction of new roads from the Denali Highway to the  project dam site and powerhouse site.  Construction material and equipment would be trucked  into the dam and powerhouse sites over these roads.  If possible, a quarry would be sited and  developed near the dam site to provide a local source for aggregate for the dam.  Cement, clay,  pipe, and other materials could be brought to Cantwell via the Parks Highway or Alaska Railroad  and then hauled by truck to the project site.  One or more staging yards would be required for  the project.  Suitable terrain exists in reasonable proximity to the project work sites for staging  yards.    3.5.2 Construction Schedule  Configuration 1A is estimated to take two or three years to construct.  The first year of  construction would include constructing access roads, extending power to the dam site, scaling  the canyon walls at the dam site, developing an on‐site quarry, diverting Jack River, and  excavating the canyon floor to rock.  The base of the dam would be built, including the  permanent bypass structure to route Jack River through the dam structure.    The second year would include completion of the dam, clearing of the reservoir, installation of  the penstocks, construction of the powerhouse, tailrace, and power lines, installation of the  turbines and generators, and commissioning.  If a third year were required, it would focus on work at the dam site, with most other year 2  work deferred to year 3.  Configuration 3C, and possibly other configurations at dam sites 2 and 3, could be constructed  in a single year.     3.5.3 Transmission Line  The electrical output of the project would be brought to market via a three‐phase overhead  distribution line.  For projects under approximately 5 MW, the distribution line would be similar  to the existing 7.2 / 12.47 kV distribution line along the Denali Highway near Cantwell.  For  larger projects, a higher voltage line may be required.  A larger project may also require  upgrade of the existing 1.9 miles of three phase line along the Denali Highway to a higher  voltage.  Also, a larger (or second parallel) step‐up transformer at the Cantwell Substation  would be required to feed project output onto the AIS for transmission to railbelt markets.        Native Village of Cantwell  Jack River Hydroelectric Reconnaissance Study Polarconsult Alaska, Inc.    March 2013 – Final Report  20  3.5.4 Controls and System Integration  The project would include dedicated communications circuits between the intake at the dam  and the powerhouse to operate the project.  A dedicated communications circuit would also be  installed between the powerhouse and the Cantwell Substation to integrate the project with  GVEA’s control systems.  These circuits would allow for remote operation, monitoring, and  diagnosis of the project.  The control regime used to manage project operations would depend on the market for the  electricity.  If the electricity was sold to GVEA on a wholesale basis, the project could be  configured to be dispatchable by GVEA to minimize GVEA’s fuel and purchased power costs,  thereby maximizing the project’s value.  Configuration 1A’s significant storage capacity would  allow GVEA to dispatch the Jack River project in order to reduce use of its highest‐cost peaking  plants.    3.5.5 Dam / Intake  Dam site 1 appears suitable for a roller‐compacted concrete (RCC) gravity dam.  The dam is  assumed to be founded on bedrock beneath Jack River, and constructed with a vertical  upstream face and 1:1 slope on the downstream face.  The center portion of the downstream  face would serve as the reservoir spillway.   The intake structure would be integral to the dam,  or sited on existing terrain on the right bank at the dam site.  Dam sites 2 and 3 appear suitable for impervious core rock fill gravity dams.  These dams are  assumed to be founded on bedrock or suitable material beneath Jack River.  The upstream face  is assumed to have a 2:1 slope, and the downstream face is assumed to have a 2.5:1 slope.  A  concrete spillway would be constructed on the downstream face of the dam.  Detailed geological assessments of the dam sites would be required to determine their  geotechnical suitability for the reservoir impoundments considered in this study and the  technical design criteria for the dams, spillways, and associated project features.  3.5.6 Penstock  Configuration B projects would include penstocks that are integral to the dam structure.   Configuration A and C projects would include buried penstocks to convey water from the intake  structure to the off‐site powerhouse.  This study assumed the use of one or two 60‐inch  penstocks depending on penstock length and head losses.  Penstock materials could include  high‐density polyethylene (HDPE) or PVC in the lower pressure sections, and steel or ductile  iron in the higher pressure sections.       Reconnaissance‐level analysis of penstock options indicates that the installed cost of multiple  60‐inch penstocks may be lower than the installed cost for a single larger‐diameter penstock.   The cost saving arises principally from the lower cost of shipping 60‐inch pipe to Cantwell.  Two     Native Village of Cantwell  Jack River Hydroelectric Reconnaissance Study Polarconsult Alaska, Inc.    March 2013 – Final Report  21  sections of 60‐inch pipe can be shipped per truck, whereas larger diameter pipe is typically  limited to one section per truck.  This approximately doubles the per‐foot shipping cost for the  pipe.  Also, providing a separate penstock for each turbine‐generator unit provides greater  operational redundancy and reliability, which may be desirable for the larger project  configurations considered.   Penstock design and configuration would be addressed in the  design stage of the selected project configuration.  3.5.7 Powerhouse  For configuration 1A, the powerhouse would be a metal or concrete building sited north of the  Denali Highway.  It would house the turbines, generators, controls, and appurtenances.  A  series of Francis turbines would likely be used for Configuration 1A, 1B, 1C, and 2A.  Project  configurations with net head less than approximately 110 feet (configurations 2B, 3B, and 3C)  could also use a series of Kaplan turbines.   3.5.8 Tailrace  The tailrace for project configuration 1A would discharge to a series of ponds and wetlands  located north of the Denali Highway.  These ponds drain to a minor tributary that discharges to  Jack River at approximately RM 9.8  The tailrace would consist of a series of channels and  control structures excavated between these ponds to establish a pathway capable of handling  the project flow without significantly changing the normal water levels in these ponds.    The viability of this tailrace configuration would depend on the specific configuration and  associated impacts on water quality and biology of the affected ponds and wetland areas.  If  this configuration were selected for further study, detailed analysis of these matters would  occur during the feasibility, permitting, and design phases of the project.    The tailrace for project configuration 1C would discharge back to Jack River at approximately  RM 14.  The tailrace would be an excavated channel extending from the powerhouse to the  active channel of Jack River.  The tailrace for project configurations 2A, 3A, and 3C would discharge back to Jack River at  approximately RM 10.2.  The tailrace would be an excavated channel extending from the  powerhouse to the active channel of Jack River.  Tailraces for project configurations 1B, 2B and 3B would be located at the downstream toe of  the dams, discharging into the natural channel of Jack River immediately downstream of the  dam site.     Native Village of Cantwell  Jack River Hydroelectric Reconnaissance Study Polarconsult Alaska, Inc.    March 2013 – Final Report  22  4.0 MARKET ANALYSIS AND OPPORTUNITIES  The market for electricity from Jack River is first serving the Cantwell / Carlo Creek / McKinley  Village distribution service area, and second exporting electricity to the railbelt over the AIS.    Based on current information and market conditions, the most accessible market for electricity  from a hydro project at Jack River would be wholesale purchase by GVEA at its avoided energy  cost or a negotiated price.  Under this business arrangement, NVC would be operating as an  Independent Power Producer (IPP).  GVEA is aware of and supportive of this study.  Detailed  discussions with GVEA regarding power sales are premature at this stage of study.  This and  other potential business models and markets are discussed in this section, as follows:  ● Section 4.1 discusses potential business models for a Jack River Hydro Project  ● Section 4.2 discusses potential market for electricity from a Jack River Hydro Project.  4.1 POTENTIAL BUSINESS MODELS  There are three business models that NVC could adopt as the owner of a hydro project at Jack  River.    ● Independent Power Producer,  ● Electric Utility, or  ● Non‐Utility Entity with Directed Sales.  4.1.1 Independent Power Producer  NVC could become an Independent Power Producer (IPP).  IPPs are non‐utility energy  producers that output commercial quantities of electricity to the electric grid on a wholesale  basis.  They are generally distinguished from ‘traditional’ utilities by the fact that they do not  provide retail sales of electricity to end users, and do not own and maintain transmission or  distribution systems beyond what is necessary to deliver their electricity to the local grid.    IPPs are a well‐established market presence in the Lower 48, but their role in Alaska’s (and the  railbelt’s) electric industry is still relatively new and evolving.  IPPs have been operating on the  railbelt grid for over 20 years, but until very recently their role has not been fully recognized by  most Alaska utility planning efforts or in the State’s regulatory framework.10  This situation has  started to change in the past few years, with increased recognition of the cost savings, risk  management benefits, and other benefits IPPs provide to electric utilities and their  ratepayers.11                                                            10  One of the earliest private‐sector IPPs on the railbelt grid was Enerdyne, LLC, operator of a 100‐kW run‐of‐river  hydro project near Palmer that has sold wholesale energy to MEA since 1991.  Enerdyne is owned by principals  of Polarconsult.  Another early IPP is Aurora Energy, LLC, which started selling electricity to GVEA from its coal‐ fired plant in Fairbanks in 1995.  11   There are at least five commercial‐scale IPPs now operating on the railbelt, with several others in pre‐    Native Village of Cantwell  Jack River Hydroelectric Reconnaissance Study Polarconsult Alaska, Inc.    March 2013 – Final Report  23  Under Alaska’s existing regulations, many IPPs still fall under the definition of a utility, and may  face varying levels of regulatory oversight or exemption by the RCA.  Representative examples  of regulatory oversight exercised over IPPs operating on the railbelt include:  ● Aurora Energy, LLC (Aurora)  Aurora, an affiliate of Usibelli Coal Mine, Inc., operates a coal‐ fired power plant in Fairbanks and sells wholesale power to GVEA.  Aurora is an  economically regulated certificated public utility operating under CPCN No. 520.12  ● Fire Island Wind, LLC (FIW)  FIW, a wholly owned subsidiary of Cook Inlet Region, Inc., is  currently building a 17 MW wind farm on Fire Island that will sell 100% of its output to  Chugach Electric Association, Inc. (CEA) at a fixed net price of $97 per MWh over a 25‐year  term.  FIW was exempted from RCA regulation by Alaska Statute (AS) 42.05.711(r), and does  not have a CPCN.13  ● South Fork Hydro, LLC (SFH)  SFH is a privately‐owned company currently developing a 1.2  MW run‐of‐river hydro project on the south fork of Eagle River near Anchorage.  SFH will  sell 100% of its output to Matanuska Electric Association, Inc. (MEA) at a fixed net price of  $70 per MWh over a 30‐year term.14  SFH was granted exemption from RCA regulation  under AS 42.05.711(d), and does not have a CPCN.15      ● Alaska Environmental Power, LLC (AEP)  AEP is a privately‐owned company that operates a  wind farm with an installed capacity of approximately 1,000 kW in Delta Junction, Alaska.   AEP sells 100% of its output to GVEA for a variable price equal to GVEA’s system average  avoided energy cost reported in its tariff on a quarterly basis.  AEP is a Qualified Facility  under Federal regulations, which exempts it from state utility regulation.  However, because  of conditions associated with a construction grant received from the AEA, AEP is required to  operate as a certificated public utility under CPCN No. 742.16   4.1.2 Independent Electric Utility  Cantwell and surrounding areas could withdraw from GVEA service territory and form an  independent electric utility.  The resulting utility would resemble the City of Seward’s Electric  Department, which is an independent utility serving Seward and the surrounding area.  Forming  an independent utility would allow Cantwell to establish its own electric rates independent of                                                                                                                                                                                  commercial stages of project development.  The Railbelt Integrated Resource Plan acknowledged the positive  role IPPs can play in the railbelt energy market (AEA, 2010).    12  See Order No. 2 in RCA Docket U‐97‐139.  13  See Order No. 5 in RCA Docket U‐11‐100.  AS 42.05.711(r) is a very narrowly defined exemption criteria that will  not apply to NVC.  14  See AEA / AIDEA Board Resolution 2012‐02.  One of the members of SFH is a principal at Polarconsult.  15  See Order No. 2 in RCA Docket U‐08‐102.  16  See Order No. 2 in RCA Docket U‐11‐111.     Native Village of Cantwell  Jack River Hydroelectric Reconnaissance Study Polarconsult Alaska, Inc.    March 2013 – Final Report  24  GVEA’s rates.  This would expose Cantwell to the costs or savings associated with a hydro  project at Jack River.   While this course is an option, it would be an ambitious endeavor for NVC and the community  of Cantwell with significant cost, risk, and responsibility.  Even if the cost of energy from Jack  River was lower than the cost of energy from GVEA, the reduced economies of scale for such a  small utility could still result in higher retail electric rates than GVEA.17   Based on available  information and analysis in this study, it is likely that formation of an independent Cantwell  electric utility would result in higher rates for local utility customers.   In order to form a separate utility, Cantwell would need to:  ● Demonstrate to the RCA that it is fit, willing, and able to operate as an electric utility  serving Cantwell.    ● Purchase the existing distribution infrastructure from GVEA.  The cost basis or fair  market value of this infrastructure is unknown, but could easily be in the millions of  dollars.  Some of the infrastructure was likely built using government grants or loans.    ● Assume responsibility for all electric utility operations, including maintenance and repair  of the distribution system, billing, metering, and customer service, and operation and  maintenance of local generation plants.    ● Provide for backup energy generation to supplement the hydro when it is out of service.   This could be achieved with local diesel generators or possibly through power purchase  agreements via the AIS.  ● Become a party to the Alaska Intertie Agreement that governs access to and use of the  AIS.  This agreement was updated in 2011, and now allows for the entrance of non‐ utility parties, although it is questionable if a stand‐alone Cantwell utility could qualify as  a party to the agreement. 18    ● Successfully demonstrate to the RCA that the secession of Cantwell from GVEA is in the  public interest.  It is unknown how easy this would be to achieve.  There is a general  movement towards increased integration of the railbelt utilities, and forming a separate  Cantwell utility would be counter to this trend. 19  4.1.3 Non‐Utility Entity  If NVC identified a non‐utility market for electricity from a project at Jack River, it may be able  to directly sell energy to that market.  Under state regulations, there are two general options  for such an arrangement:                                                          17  Non‐fuel expenses for Tok‐Tanacross, which has a similar electric load as the Cantwell area, were $0.121 per  kWh in FY 2011, compared with $0.023 per kWh for GVEA (PCE Program Statistical Report, FY 2011, AEA).  18  See Article 4 of the ‘Amended and Restated Alaska Intertie Agreement’, November 18, 2011.  19  Five of the six railbelt utilities formed the Alaska Railbelt Cooperative Transmission and Electric Company  (ARCTEC) in 2011 to focus on centralized planning and ownership of railbelt generation and transmission  projects.      Native Village of Cantwell  Jack River Hydroelectric Reconnaissance Study Polarconsult Alaska, Inc.    March 2013 – Final Report  25  1. Sale to less than 10 independent end users that are not within an existing certificated  utility service area is not regulated by the RCA.  Figure A‐2 shows the extent of GVEA’s  existing certificated service territory around Cantwell.20  To reach such markets, NVC  would need to arrange for wheeling over power lines owned by GVEA, AEA, and possibly  other utilities, or build dedicated power lines to serve these customers.    Potential examples of the market include mines, lodges, resorts, or similar businesses  operating in the vicinity of Cantwell.  This business model would need to consider the  market demand for electricity and the supply capability of the selected hydro project.   Mismatches between demand and supply could potentially be met by sale or purchase  of energy from GVEA.  This business model would require detailed analysis to verify a  specific project business plan complied with existing statutes and regulations.  2. Sale to affiliated interests of the hydro project owner.  Under this structure, NVC (or its  subsidiary owning the hydro project) could sell electricity to affiliated interests located  within an existing utility service territory in certain limited situations.  A specific business  plan would require detailed analysis to determine if it complied with RCA regulations.  3. Direct sale of electricity to un‐affiliated entities within an existing utility service area is  not allowed under RCA regulations.  Some electricity markets in the Lower 48 have been  deregulated to allow such direct sales, but Alaska remains a regulated market where  such activities are not allowed.                                                            20  The RCA approved a modification to GVEA’s service territory boundaries in the Cantwell vicinity in September  2012.  See RCA Docket U11‐127.  Figure A‐2 reflects the new service territory boundaries in the project area.     Native Village of Cantwell  Jack River Hydroelectric Reconnaissance Study Polarconsult Alaska, Inc.    March 2013 – Final Report  26  4.2 POTENTIAL MARKETS  4.2.1 Local Market – Cantwell and Surrounding Areas  Existing local demand in Cantwell and surrounding areas could be served year‐round by a  hydroelectric project with generating capacity of  2+ MW and sufficient storage to generate  3,000 MWh through the winter season.  All project configurations at Dam Site #1 and #2 meet  these criteria, and configuration 3A at Dam Site #3 meets this criteria.  Most project  configurations at Dam Site #2 and #3 would require careful reservoir management in order to  supply all of the area’s energy needs through the winter season.    Alternately, because Cantwell is connected to the railbelt grid, the storage requirement can be  reduced to 450 MWh, which is the approximate amount needed to serve Cantwell and  surrounding areas through a week‐long outage at any time of year.  The balance of Cantwell’s  energy demand during the winter months would be imported via the AIS as is current practice.   All project configurations except for 3C meet this criteria.  Configuration 3C could meet local  demand for approximately two days during the summer months, and for approximately ten  days in the winter months.  The project would need to be routinely operated with a full  reservoir in order to supply local energy demands during an intertie outage.     4.2.2 Railbelt Market  The railbelt is the largest single electric market in Alaska, and is capable of receiving the full  output of a Jack River hydro project.  The railbelt presents a wide variety of interesting market  opportunities and challenges for the NVC’s consideration.  The feasibility of the railbelt utilities  purchasing electricity from Jack River depends on the price of the electricity and the particular  utility’s energy cost structure.  While the railbelt is interconnected, it is not an integrated market.  Different sections of the  railbelt transmission system are owned by different entities, and there are several technical and  contractual bottlenecks that restrict flow of power within the railbelt.  Many of the utilities are  subject to all‐requirements or some‐requirements power supply contracts that limit the ability  of an IPP to sell electricity on a wholesale basis.  The result is a very complicated technical and  legal ‘patchwork’.  The railbelt electric utilities are currently in a cycle of capital reinvestment  and structural reform, which may simplify this patchwork over the next 5 to 10 years.    4.2.2.1 GVEA  Because Cantwell is located within GVEA’s service territory, GVEA is the most logical purchaser  of electricity from Jack River.  Also, GVEA currently has the highest avoided energy cost of the  six railbelt electric utilities, so it could afford to pay more than other railbelt utilities for Jack  River’s electrical output.       Native Village of Cantwell  Jack River Hydroelectric Reconnaissance Study Polarconsult Alaska, Inc.    March 2013 – Final Report  27  There are several energy projects in various stages of development that could lower GVEA’s  energy costs, adversely affecting this market for a Jack River project.  Some of these projects  are listed in Table 4‐1.  Table 4‐1:  Proposed Alternative Energy Supplies for GVEA  Resource / Project  Proposed  Operational  Date  Proposed  Energy Price  (2012 $)  Probable Impact on GVEA Avoided Cost Structure  Eva Creek Wind Farm (1) Fall 2012 $0.086 per  kWh  Projected output is approximately 4% of total GVEA  supply.  Will result in modest decrease in energy  costs if performance forecasts are achieved.  New Natural Gas Finds  in Cook Inlet 2014 – 2016 NA  Neutral.  Extends the status quo of GVEA purchasing  economy energy from ML&P and CEA.  If these finds  do not result in significant new natural gas reserves,  GVEA’s avoided cost of energy will increase as low‐ cost energy purchases from Cook Inlet‐area utilities  decrease.  Start Up of Healy Clean  Coal Plant (2) 2014 $0.11 per  kWh  Assuming 75% of plant output displaces diesel and  naptha consumption, would reduce system average  avoided cost approximately 12%  Trucking LNG from  North Slope 2015 $12.2 per  kWh (3)  Assumed to eliminate all diesel and naptha  consumption, which would reduce incremental  avoided cost approximately 35%, and system  average avoided cost approximately 20%.  Alaska Stand‐Alone Gas  Pipeline (ASAP) 2018 / 2019 $0.094 per  kWh (4)  Assumed to eliminate all diesel and naptha  consumption, which would reduce incremental  avoided cost approximately 50%, and system  average avoided cost approximately 25%.   Susitna‐Watana  Hydroelectric Project  2024 $0.17 per  kWh (5)  Assumed to eliminate all diesel and naptha  consumption, reducing incremental avoided cost  approximately 10% and system average avoided cost  approximately 5%.  Trans‐Canada Gas  Pipeline Unknown Unknown Too many unknowns to speculate.  Likely similar to  other gas supply projects listed in this table.  (1)  Based on Eva Creek Project information on GVEA website: www.gvea.com/energy/evacreek  (2) Based on an October 3, 2012 article in the Fairbanks Daily News‐Miner.    (3) Based on low‐end of range of delivered cost for LNG in Fairbanks ($13.60 per MCF) as forecast in January 10,  2013 presentation to AIDEA Board of Directors.  Converted to price per kWh using assumed net heat rate of  9,000 btu/kWh.  (4) Based on an assumed net heat rate of 9,000 btu/kWh and delivered natural gas cost in Fairbanks of  $10.45/MCF.  (ASAP Project Plan, Alaska Gasline Development Corporation, July 2011).   (5) Based on information in January 10, 2013 presentation to AIDEA Board of Directors.    All of these projects have some degree of risk and uncertainty.  With the exceptions of the Eva  Creek wind farm, which is nearly completed and partially operational, and possibly the Healy  Clean Coal Plant, which is built but has been shut down for over a decade, it is unknown if or  when any of these projects will be built, or whether the estimated budgets will be met and  reduced energy costs for GVEA will be realized.         Native Village of Cantwell  Jack River Hydroelectric Reconnaissance Study Polarconsult Alaska, Inc.    March 2013 – Final Report  28  4.2.2.2 Other Railbelt Utilities  Electricity from Jack River could be sold to one or more of the other five railbelt utilities.  These  are:  ● Matanuska Electric Association, Inc. (Eagle River and Matanuska‐Susitna Valleys)  ● Chugach Electric Association, Inc. (Southern Anchorage and northern Kenai Peninsula)  ● Anchorage Municipal Light and Power (Northern Anchorage)  ● Seward Electric System (City of Seward)  ● Homer Electric Association (Southern Kenai Peninsula)    All of these utilities currently have lower energy costs than GVEA, so they would not be  expected to pay as much as GVEA for Jack River’s output.  Additionally, delivering energy to  these utilities would incur wheeling costs over the AIS, and potentially MEA, ML&P, or CEA  transmission systems, decreasing the net revenues from the project.    Table 4‐2 provides some examples of existing transmission wheeling rates on the railbelt grid.   Table 4‐2:  Selected Railbelt Grid Wheeling Costs  Energy  Customer  Transmission  Line Owner Transmission Description and Location Transmission  Line Length Wheeling Cost  GVEA AEA Wheeling Bradley Lake Energy over the AIS   (MEA’s Douglas Substation to Healy) 170 miles $0.0257  per MWh‐mile  GVEA MEA Wheeling Bradley Lake Energy over MEA System   MEA’s Teeland Substation to Douglas Substation) 19 miles $0.0242  per MWh‐mile  GVEA CEA  Wheeling Bradley Lake Energy over CEA system  from Kenai Peninsula to Anchorage (Dave’s Creek  Substation to Rutherford Substation in Anchorage)  98 miles $0.0316  per MWh‐mile  Wheeling costs derived from GVEA filings in RCA Docket TA230‐13.   4.2.2.3 Individual Customers  Sale to individual customers is possible if the total number of customers is less than ten and  they are located outside of an existing utility’s certificated service area (the limits of GVEA’s  service area in the project vicinity are shown on Figure A‐2).  If the customers are located within  the utility’s certificated service area, direct sale is generally not allowed, as it would violate the  terms of the certificate of public convenience and necessity granted to the utility by the RCA.   GVEA’s existing certificated service territory includes the Parks Highway corridor from Cantwell  north to Fairbanks.          Native Village of Cantwell  Jack River Hydroelectric Reconnaissance Study Polarconsult Alaska, Inc.    March 2013 – Final Report  29            This page intentionally blank.     Native Village of Cantwell  Jack River Hydroelectric Reconnaissance Study Polarconsult Alaska, Inc.    March 2013 – Final Report  30  5.0 CONCLUSIONS AND RECOMMENDATIONS  Reconnaissance‐level investigations of Jack River conclude that several hydroelectric project  configurations appear to be technically viable at Jack River, ranging in installed capacity from  approximately 1.7 to 7.3 MW.  All project configurations considered for Jack River are storage  projects.  The 1.7 MW project would only have sufficient storage capacity to supply Cantwell  and surrounding areas during a week‐long intertie outage, whereas the 7.3 MW project would  have sufficient storage capacity to fully regulate Jack River flow on an annual basis.      The most accessible market for the electric output of a hydro project at Jack River is wholesale  purchase of the full electrical output of the project by Golden Valley Electric Association, Inc.  (GVEA), the local electric utility.  Under existing market conditions and estimated site  conditions, the project configurations considered in this study are not economic with wholesale  purchase at GVEA’s current system average avoided energy cost.  Under more favorable  financing, site, and/or market conditions, several of the project configurations evaluated in this  study appear to be economically viable with wholesale purchase of the electricity by GVEA.   Project configurations that appear to warrant further study have estimated benefit‐cost ratios  of between 0.50 and 3.00.  This wide range incorporates a +/‐ 30% range on total installed cost,  and a range of operating costs and financing terms.    Initial analysis of environmental impacts associated with the project configurations considered  indicates they would affect resident fish that are likely present in Jack River by impeding fish  passage through the project reach and by changing water quantity and quality downstream of  the project.  Alaska’s Fishway Act (AS 16.05.841 to 851) would require that a project at Jack  River either provide for fish passage,  provide for hatchery operations to replace the value of  the impacted fisheries, or provide a lump‐sum cash payment as mitigation for fish passage  impacts.  In practice, ADF&G prefers to maintain existing habitat, and only rarely accepts  hatchery funding or cash payments in‐lieu of on‐site mitigation.       The project configurations are not expected to significantly impact anadromous fish habitat.  The nearest anadromous habitat is more than 50 miles downstream in the Nenana River near  Healy, and the project could reduce flow at the upper limit of anadromous habitat by up to  approximately 7%.  Peak project operation in late winter could increase flow at the upper limit  of anadromous habitat by approximately 50% from natural flow conditions.  Proper discharge  ramping rates and thermal management of water releases would likely avoid any impacts to  anadromous habitat.    Reservoirs under some project configurations would inundate up to several hundred acres of  wetland and upland habitat for game along Jack River.       Native Village of Cantwell  Jack River Hydroelectric Reconnaissance Study Polarconsult Alaska, Inc.    March 2013 – Final Report  31  2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 ACTIVITY 12341234123412341234123412341234 Reconnaissance Study Feasibility Study Conceptual Design Permitting Project Design Construction Plan Financing Plan Construction Project Commissioning Construction Phase Close‐out Based on the findings of this study, further investigation of hydroelectric development on Jack  River should focus on the following information in order to determine if a hydroelectric project  at Jack River is feasible:  ● Collect additional hydrology data to better characterize resource hydrology.  ● Market analysis to determine a preferred project configuration.  ● Perform geotechnical investigations to assess technical suitability of dam sites and  define design parameters for dams.  ● Conduct baseline fisheries survey to determine what resident species are present in the  study reach of Jack River.  ● Hold scoping meetings with regulatory agencies to outline the scope of environmental  studies, define likely mitigation requirements for aquatic, wetland, and upland impacts,  and determine likely operational constraints on the project.  ● Generate refined estimates of electrical output and project costs to determine  economic feasibility.  5.1 DEVELOPMENT PLAN AND SCHEDULE  The next step in the development of a hydro project at Jack River is to perform a feasibility  study to validate and build on the reconnaissance‐level findings in this study.  The feasibility  study would focus on collecting more field data to better define the hydroelectric resource and  potential environmental and regulatory constraints that may be imposed on the project’s  operations.  Once these parameters are better defined, a new economic analysis can be  performed to evaluate the project’s economic feasibility.  The proposed development schedule for the project is presented in Figure 5‐1.  Figure 5‐1  assumes that the preferred project configuration identified in the feasibility study does not fall  under Federal Energy Regulatory Commission (FERC) jurisdiction, and can be built in two  construction seasons.  If the project requires a FERC license, or requires three construction  seasons, the overall project development schedule will be longer.    Figure 5‐1:  Project Development Schedule         Native Village of Cantwell  Jack River Hydroelectric Reconnaissance Study Polarconsult Alaska, Inc.    March 2013 – Final Report  32  6.0 REFERENCES  Alaska Department of Commerce, Community, and Economic Development (ADCCED).  2012.  Cantwell.  Web site: http://www.commerce.state.ak.us /dca/commdb/CIS.cfm?  Comm_Boro_name=Cantwell   ADCCED, Division of Energy and Power Development, October 1977.  Alaska Regional Energy  Resources Planning Project, Phase I, Volume II: Inventory of Oil, Gas, Coal, Hydroelectric,  and Uranium Resources, Final Report.    ADCCED, Division of Energy and Power Development, 1980.  Alaska Regional Energy Resources  Planning Project, Phase II: Coal, Hydroelectric, and Energy Alternatives Volume II:  Hydroelectric Development.    ADCCED, Statewide Digital Mapping Initiative. 2012.  Web site:  http://www.alaskamapped.org/sdmi  Alaska Energy Authority (AEA).  2010. Railbelt Integrated Resource Plan.  Prepared by Black &  Veatch, Inc.  AEA. 2011. November 18, 2011.  Amended and Restated Alaska Intertie Agreement.  AEA.  2012a.  Renewable Energy Fund Round 6.  Web site:  http://www.akenergyauthority.org/RE_Fund‐6.html.  July.  AEA. 2012b. Susitna‐Watana Hydroelectric Project Website: http://www.susitna‐ watanaydro.org  AEA. 2012c.  Board Resolution 2012‐02.  AEA. 2012d.  PCE Program Statistical Report for Fiscal Year 2011.  AEA. 2013a. Presentation to the AIDEA Board of Directors on the Susitna‐Watana  Hydroelectric Project.  January 10, 2013.  AEA. 2013b. Presentation to the AIDEA Board of Directors on the North Slope LNG to  Fairbanks Project.  January 10, 2013.  Alaska Gasline Development Corporation.  2011.  Alaska Stand Alone Gas Pipeline / ASAP:   Project Plan.  July 1, 2011.  U.S. Department of the Interior, Bureau of Land Management.  June 2006.  East Alaska  Proposed Resource Management Plan and Environmental Impact Statement.  Fairbanks Daily News‐Miner, October 2, 2012 Edition. “Deal reached to restart Healy Clean Coal  Plant”     Native Village of Cantwell  Jack River Hydroelectric Reconnaissance Study Polarconsult Alaska, Inc.    March 2013 – Final Report  33  Golden Valley Electric Association, Inc.  2012a. Eva Creek Wind Farm Project Web site:   http://www./gvea.com/energy/evacreek  Institute of Social and Economic Research (ISER), University of Alaska Anchorage.  2012b.   Alaska Fuel Price Projections 2012‐2035.  ISER Working Paper 2012.1 and Microsoft  Excel Spreadsheet Price Model.  July.  Regulatory Commission of Alaska (RCA).  1997a.  Docket U‐97‐139, Order No. 2.  RCA. 2008. Docket U‐08‐102. Order No. 2.  RCA. 2011a. Docket U11‐100. Order No. 5.  RCA. 2011b.  Docket U11‐111. Order No. 2.  RCA. 2011c. Docket U11‐127.  RCA. 2012.  Docket TA230‐13.  U.S. Geological Survey (USGS).  2003.  Estimating the Magnitude and Frequency of Peak  Streamflows for Ungaged Sites on Streams in Alaska and Conterminous Basins in  Canada: Water‐Resources Investigations Report 2003‐4188.  By Curran, Janet H.; Meyer,  David F.; and Tasker, Gary D.        Native Village of Cantwell  Jack River Hydroelectric Reconnaissance Study Polarconsult Alaska, Inc.    March 2013 – Final Report                 APPENDIX A – MAPS AND FIGURES Native Village of Cantwell  Jack River Hydroelectric Reconnaissance Study Polarconsult Alaska, Inc.    March 2013 – Final Report               This page intentionally blank.     Native Village of Cantwell  Jack River Hydroelectric Reconnaissance Study Polarconsult Alaska, Inc.    March 2013 – Final Report  A‐1  Figure A‐1:  Project Overview and Location Map          Native Village of Cantwell  Jack River Hydroelectric Reconnaissance Study Polarconsult Alaska, Inc.    March 2013 – Final Report  A‐2  Figure A‐2:  General Land Ownership in Project Vicinity                      Native Village of Cantwell  Jack River Hydroelectric Reconnaissance Study Polarconsult Alaska, Inc.    March 2013 – Final Report  A‐3  Figure A‐3:  Map of Hydrology Basins and Sub‐Basins         Native Village of Cantwell  Jack River Hydroelectric Reconnaissance Study Polarconsult Alaska, Inc.    March 2013 – Final Report  A‐4  Figure A‐4:  Hydro Project Configuration 1A at Dam Site 1         Native Village of Cantwell  Jack River Hydroelectric Reconnaissance Study Polarconsult Alaska, Inc.    March 2013 – Final Report  A‐5  Figure A‐5:  Hydro Project Configuration 2A at Dam Site 2       Native Village of Cantwell  Jack River Hydroelectric Reconnaissance Study Polarconsult Alaska, Inc.    March 2013 – Final Report  A‐6  Figure A‐6:  Hydro Project Configuration 3A at Dam Site 3          Native Village of Cantwell  Jack River Hydroelectric Reconnaissance Study Polarconsult Alaska, Inc.    March 2013 – Final Report              APPENDIX B – PHOTOGRAPHS    Native Village of Cantwell  Jack River Hydroelectric Reconnaissance Study Polarconsult Alaska, Inc.    March 2013 – Final Report               This page intentionally blank.     Native Village of Cantwell  Jack River Hydroelectric Reconnaissance Study Polarconsult Alaska, Inc.    March 2013 – Final Report  B‐1  Photograph B‐1:  Stream Gauging  Station Installation, November 2011                  Photograph B‐2:  Bank Erosion at  Stream Gauging Station, May 2012                View looking upstream at stream  gauging station installed November 2,  2011.  Brailey Hydrological Consultants,  November 2, 2011  View looking upstream at stream gauging  station during spring runoff installed  November 2, 2011.  Note bank erosion  since installation (Photo B‐1)    Photo Courtesy of Calvin Carlson,   June 6, 2012.     Native Village of Cantwell  Jack River Hydroelectric Reconnaissance Study Polarconsult Alaska, Inc.   March 2013 – Final Report  B‐2 Photograph B‐3:  View Downstream Towards Cantwell from Gauging Station    Photograph B‐4:  View Upstream Towards Dam Site 3 from Vicinity of Gauging Station            View looking upriver towards dam site #3 from rock outcrop on left bank of Jack River overlooking gauging station.   Brailey Hydrological Consultants, November 3, 2011 GAUGING STATIONView looking downriver from rock outcrop on left bank of Jack River. Brailey Hydrological Consultants, November 3, 2011 DAM SITE 3    Native Village of Cantwell  Jack River Hydroelectric Reconnaissance Study Polarconsult Alaska, Inc.    March 2013 – Final Report  B‐3  Photograph B‐5:  View of Jack River Canyon Near Dam Site 1          View of Jack River canyon from Wolf Point. Proposed Dam Site 1 is located just  downstream of the tributary visible in the photograph.  Jack River is running from left to  right in this photograph.  Polarconsult, July 22, 2012  Native Village of Cantwell  Jack River Hydroelectric Reconnaissance Study Polarconsult Alaska, Inc. March 2013 – Final Report  B‐4 Polarconsult, July 23, 2012 Polarconsult, July 22, 2012 Photograph B‐6:  Panoramic View of Jack River Canyon From Wolf Point, Looking SW           Photograph B‐7:  Panoramic View of Jack River at Stream Gauging Site, Looking Upriver     Native Village of Cantwell  Jack River Hydroelectric Reconnaissance Study Polarconsult Alaska, Inc.   March 2013 – Final Report  B‐5 Photograph B‐8:  Panoramic View of Dam Site 2, Looking Southwest              Photograph B‐9:  Panoramic View of Dam Site 1, Looking Northwest            View of dam site 2 from the right rim of the Jack River valley.  The brown line traces the approximate alignment of the proposed dam site.  Jack River is flowing from left to right in this photograph.Polarconsult, July 23, 2012View looking downstream at dam site 1.  The brown line traces the approximate alignment of the proposed dam site. The community of Cantwell is located in the distance.Polarconsult, July 23, 2012 Native Village of Cantwell  Jack River Hydroelectric Reconnaissance Study  Polarconsult Alaska, Inc.    March 2013 – Final Report            APPENDIX C – HYDROLOGY DATA      C.1:  Introduction and Methodology  pages C‐1   C.2: Stream Gauge Station Information pages C‐2 to C‐4  C.3: Comparable Basins     page C‐5   C.4: Jack River Hydrology Model    page C‐6 to C‐9  Native Village of Cantwell  Jack River Hydroelectric Reconnaissance Study  Polarconsult Alaska, Inc.    March 2013 – Final Report               This page intentionally blank.     Native Village of Cantwell  Jack River Hydroelectric Reconnaissance Study Polarconsult Alaska, Inc.   March 2013 – Final Report  C‐1  C.1 INTRODUCTION AND METHODOLOGY  Jack River hydrology information is used to identify the appropriate installed capacity of the  hydroelectric project, evaluate the expected electrical generation potential of the project,  evaluate storage configurations for the project, and determine the magnitude of flood flows on  Jack River. Moreover, this hydrology information can help assess the effect the project may  have on the natural environment.  Hydrology information for Jack River is based on (1) a stream gauging station installed just  below the exit of the canyon at RM 11.34 and (2) comparison of data from this gauging station  to data for nearby comparable basins with existing or historical hydrology records.  By analyzing  Jack River data in conjunction with data from nearby rivers with longer periods of record, a  better estimate of the long‐term hydrology of Jack River can be developed.  This allows for  better estimates of the project’s long‐term performance.    Approximately 11 months of hydrology data have been collected at Jack River and analyzed for  this project.  The gauging station below the river valley remains in service and is described in  Section C.2.  This Appendix summarizes the hydrology data and analysis used for this study.   Appendix I provides the daily stage and calculated flow data in tabular form.  C.2 STATION INFORMATION  C.2.1 STATION SETTING  The location of the gauging station is shown on Figure A‐3 and Photographs B‐1, B‐2, B‐4 and B‐ 7.  Stream morphology at the gauging station is a continuous riffle running at the grade of the  alluvial plain, which is approximately 0.6% to 0.8%.   There are a series of overflow channels on  the left bank (inside bend) and at a higher elevation on the right bank (outside bend).   Approximately 100 feet upstream of the gauging station, the fan is confined to a width of 400  to 1,200 feet by the river valley’s walls, which are a mix of weathered bedrock and glacial till  with some unconsolidated overburden (see Photographs B‐7 and B‐9).  Immediately  downstream of the gauging station, the valley walls open up and transition to bluffs with  occasional bedrock outcrops.  Approximately ¼ mile downstream of the gauging station, the fan  opens up to the valley between the Nenana River and Broad Pass, and is effectively laterally  unconfined.  Proximity to the river valley and visual assessment of site geology suggests that  surface flow at the gauging station is representative of surface flows within the canyon.   Significant infiltration to groundwater is possible downstream of the gauging station.   Significant groundwater flow may also occur through the unconsolidated sediments that cover  the valley floor at and above the gauging station.    C.2.2 STATION INSTALLATION  On November 2, 2011, Polarconsult subcontractor Brailey Hydrological Consultants (BHC)  supervised installation of a new gauging station near the outlet of the Jack River valley.  The     Native Village of Cantwell  Jack River Hydroelectric Reconnaissance Study Polarconsult Alaska, Inc.   March 2013 – Final Report  C‐2  gauging station is a 6‐inch steel well casing installed in the active plain of Jack River where it  emerges from its valley and onto the floor of Broad Pass.  At the time of installation in  November 2011, the well was located approximately five feet from the top of the right bank of  the main channel of Jack River along an outside bend.  The well casing was set approximately  7.5 feet above ground surface (AGS), and extends approximately 20 feet below ground surface  (BGS).  The bottom of the well casing is open ended, and the casing is perforated from the  casing bottom up to approximately seven feet BGS.  The top of the casing is fitted with a bolt‐ on steel plate.  A Keller Acculevel series vented pressure and temperature transducer (PTT) is deployed down  the well to record water stage and temperature.  The PTT is fitted to a Keller GSM‐2 cellular  enabled data logger that is mounted in the top of the well casing.  The data logger records  water stage and temperature data at 15‐minute intervals and emails this data to Polarconsult  once daily.     C.2.3 STATION HISTORY  The gauging station operated continuously from November 2, 2011 through February 17, 2012.   On February 17, 2012, the frost line reached the PTT in the well, approximately 9.5 feet BGS.   Calvin and Gordon Carlson of Cantwell made several attempts to thaw the well and recover the  sensor, but were unsuccessful.  The pressure increase associated with the freezing action  exceeded the mechanical limits of the PTT on February 24, 2012, destroying the PTT.    BHC fitted the data logger with a replacement Acculevel PTT on March 27, 2012.  The PTT was  not deployed down the well due to continued freezing conditions.  Calvin Carlson deployed the  sensor on May 20, 2012 after the well thawed.  Calvin Carlson visited the gauging station on  June 6th, and reported that Jack River was actively eroding the right bank, and the gauging well  was now located in mid‐channel.    Polarconsult engineer Joel Groves visited the site July 22 to 24, 2012.  At that time, the channels  at the gauging station were quasi‐stable, with a new 55‐foot wide channel to the right of the  gauging well, and a 35‐foot wide channel to the left of the gauging well.  There was a brush pile  upstream of the well that was helping to form a shallow cobble bar downstream of the well.    Additional channel shifting likely occurred during the flood events of September 20 to 23, 2012,  based on review of the stage data from the gauging station.  Continued channel shifting at the  gauging station is likely during future high flow conditions.    It appears that the main channel of Jack River will eventually cross the well as Jack River  continues to meander.  The bottom of the main channel appeared to be approximately 84 to 86  feet in the station datum during the July site visit, suggesting that the well will retain  approximately 11 to 13 feet of casing embedment in the stream bed as the main channel  meanders across the station location.         Native Village of Cantwell  Jack River Hydroelectric Reconnaissance Study Polarconsult Alaska, Inc.   March 2013 – Final Report  C‐3  C.2.4 FLOW MEASUREMENTS AND STATION CALIBRATION  Flow measurements at the Jack River gauging station are summarized in Table C‐1.    Table C‐1:  Jack River Flow Measurements  Date/Time Party Flow  (cfs)  Stage  (ft) Method / Equipment  11/3/2011 11:30 Brailey 0 83.7 Estimated (1)  11/3/2011 11:30 Brailey 63.5 87.73 Current velocity (2)  3/27/2012 14:00 Brailey 29.6 86.00 Sudden dose salt (3)  7/23/2012 11:30 Groves 0 85.6 Estimated (1)  7/23/2012 11:30 Groves 600 90.60 Current velocity and  visual estimates (4)  (1) November 2011 point of zero flow (PZF) estimated from measured stream bed profile, stream gradient, and  distance between gauge and measurement section.  July 2012 PZF estimated from measured stream bed  profile, stream gradient, distance between gauge and measurement section, and visual estimate of depth of  main channel at thalweg.  (2) Current‐velocity stream flow method with March McBirney FlowMate 2000 current velocity meter.  (3) Sudden dose salt integration stream flow method with Hanna HI 9828 conductivity meter.  (4) Stream depths and velocities were unsafe to perform a complete measurement with available equipment.   One of two main channels at the gauging station were measured using the current‐velocity method, and the  depths and velocities in the 2nd channel were visually estimated.  The width of the 2nd channel was surveyed  using a reflectorless total station.  Minor flow over the outwash fan and in a channel that bifurcates from the  main channels approximately 200 yards upstream of the gauge were also visually estimated.     To calibrate the gauging station, two flow measurements were taken on November 2, 2011 and  March 27, 2012.  The point of zero flow was also measured on November 2nd.  These three data  points are sufficient to develop a rating curve for the gauging station that is valid from  November 2, 2011 through approximately June 1, 2012 (Figure C‐4).  Review of stage data indicates that Jack River started shifting its channel with the on‐set of  peak spring melt flows between May 24th and June 1st.  Peak flows had subsided by July 1st.  The  changed channel invalidated the stage discharge curve developed during the winter of 2011‐12.   A new stage‐discharge curve was started with the July 23, 2012 flow measurement and  estimated point of zero flow (PZF).    The flood events of September 21 to 23, 2012 likely resulted in additional channel shifting at  the gauging station, based on review of the stage record.  No flow measurements have been  taken to establish an initial rating curve for the station after September 23rd, and this stage data  is not used for the reconnaissance study analysis.      The flow measurements taken for this study are adequate to develop stage‐discharge curves for  the gauging station suitable for reconnaissance‐level analysis.  On‐going river meanders at the  gauging station will require continued frequent flow measurements to maintain a valid rating  curve for the gauging station.      Native Village of Cantwell  Jack River Hydroelectric Reconnaissance Study Polarconsult Alaska, Inc.   March 2013 – Final Report  C‐4  C.2.5 FUTURE GAUGING EFFORTS AT JACK RIVER  Three prospective gauging station locations were considered along Jack River for this study.   These sites, the rationale for selection of the RM 11.34 site, and recommendations for future  gauging efforts at Jack River are discussed below.  Location 1. In the canyon in the vicinity of RM 15.  There are exposed rock outcrops and  well‐confined stream channels in this reach that are likely to be more stable than the  selected gauging station at RM 11.34.  This would be a relatively remote installation that  would be very difficult to access for installation, flow measurements, or station  maintenance.  This site would most likely not have cellular or satellite coverage due to  the steep canyon terrain, requiring on‐site data storage and introducing the risk of data  loss in the event the station hardware was destroyed in a flood or landslide.   Consideration of these factors in concert with the limited funds available for this study  precluded use of this site.  Location 2. The selected gauging station.  The site at RM 11.34 is immediately downstream  of the canyon outlet, and is believed to accurately characterize surface flow in Jack River  at the prospective dam sites.  The site is readily accessible, and has cellular coverage for  a telemetered installation.  Active meandering of Jack River was a known risk with this  site (hence the decision to house the installation in a steel well casing), and turned out  to be worse than anticipated for the 2011‐12 gauging campaign.     Location 3. Gauging stations at either the Parks Highway Bridge (RM 9.51) or the Denali  Highway Bridge (RM 7.21) over Jack River.  Both sites would be readily accessible and  would have cellular coverage.  The primary limitation of these sites is that Jack River  traverses two to four miles of alluvial plain between RM 11.5 (Dam Site #3) and these  sites.  A significant fraction of the surface flow at RM 11.5 may percolate into the alluvial  substrate upstream of RM 9.51 and 7.21, resulting in a potentially significant  underestimate of the flow available for hydropower generation.  This concern led to  exclusion of these sites for this study.    Based on experience from the 2011‐12 stream gauging campaign, future stream gauging efforts  should either (1) continue the use of the RM 11.34 site, but budget for frequent flow  measurements through the summer season to recharacterize the site after channel shifting  events, or (2) install a new gauging station at one of the two downstream bridge sites, and  conduct a series of concurrent flow measurements to quantify differential flow between the  downstream gauging station and the prospective dam site(s).   The hardware at the RM 11.34  gauging station remains in working order and can be moved to a new station location.             Native Village of Cantwell  Jack River Hydroelectric Reconnaissance Study Polarconsult Alaska, Inc.   March 2013 – Final Report  C‐5  C.3. COMPARABLE BASINS  Generally, 5 to 10 years of site‐specific hydrology data is needed to make well‐informed  decisions for hydroelectric development.  However, if a gauge with a long‐term record  correlates well with the shorter record at Jack River, the longer record can be used to extend  the shorter record through a regression analysis.    Existing available hydrology data in the vicinity of Jack River is summarized in Table C‐2.  Of the  seven rivers and streams listed in Table C‐2, only the Susitna River at Gold Creek gauging station  (USGS gauge No. 15292000) is currently operational.  Because of the reasonable proximity,  concurrent record, and long period of record for this station, it is used to create an extended  record for Jack River.      Table C‐2:  Summary of Jack River Hydrology Data   Location USGS  Gauge ID  Basin  Size  (sq.mi.)  Site  Elevation  (ft) (1)  Latitude(1) Longitude(1) Begin  Date  End  Date  Number  of Daily  Records(2)  Jack River  below canyon N/A 145 2,480 6320’N 14846’W 11/2/11 Current 212  Seattle  Creek  15515800 36.0 2,250 6319’N 14815’W 10/1/65 9/30/75 3,651  Susitna at  Gold Creek 15292000 6,160 676 6246’N 14941’W 8/1/49 Current 23,059  Nenana R nr  Windy 15516000 710 2100 6327’N 14848’W 6/16/50 9/30/73 8,513  Nenana R nr  Healy 15518000 1,910 1,270 6351’N 14857’W 10/1/50 9/30/79 10,598  Nenana R at  Healy 15518040 2,100 1,350 6315’N 14857’W 4/24/90 9/30/07 6,372  Lignite C ab  Mouth nr  Healy  15518080 48.1 1,300 6354’N 14859’W 5/30/85 9/30/04 7,068  Teklanika R  nr Lignite 15518350 490 1550 6355’N 14930’W 10/1/64 9/30/74 3,654  (1) Coordinates for USGS gauges are in North American Datum of 1927 (NAD 27). All other coordinates are in NAD  83. Elevations for USGS gauges are from the USGS, elevations for other sites are interpreted from USGS quad  maps.  Elevation for the Jack River station is an orthometric height in NAVD88, computed using GEOID12.   (2) The record count for current gauging stations reflects data through August 31, 2011.           Native Village of Cantwell  Jack River Hydroelectric Reconnaissance Study Polarconsult Alaska, Inc.   March 2013 – Final Report  C‐6  0.0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 Nov 1Nov 29 Dec 27 Jan 24 Feb 21 Mar 20 Apr 17Normalized Flow (cfs/sqmi)1949‐2012 Winter Flow Measurements, Susitna River at Gold Creek  1975‐2012 Winter Flow Measurements, Susitna River at Gold Creek 2011‐2012 Winter Flow Measurements, Susitna River at Gold Creek Measured Flow, Jack River Gauge Calculated Flow, Jack River Gauge C.4  JACK RIVER HYDROLOGY MODEL  A model was developed based on available data to approximate the hydrology of Jack River.    ● Summer flows (June 1 through August 15) are based on data from USGS Gauge #15292000,  Susitna River at Gold Creek.  The relatively good correlation between available data for Jack  River (June 4, 2012 to August 1, 2012) and this station (coefficient of determination (R2) =  0.78) suggests that this is a good model for summer‐time flows in Jack River.21  Equation C‐1  provides the summer model.  Equation C‐1:    Q Jack = 0.000882 x Q Susitna + 326.7     Q Jack = Jack River flow;  Q Susitna = Susitna River flow at Gold Creek.  ● Winter flows (November 1 through April 30) are based on gauged Jack River flows for the  2011‐12 winter.  To evaluate whether flow during the winter of 2011‐12 was average, 2011‐ 12 winter flow measurements on the Susitna River at Gold Creek were reviewed.  Figure C‐1  shows winter flow measurements on the Susitna River from 1949‐2012.  Susitna  measurements since 1975 and for the 2011‐12 winter are highlighted.  The two  measurements for the winter of 2011‐12 appear generally representative of winter flows  for the 37‐period of record 1975‐2012, so no adjustments to the Jack River record appear  warranted.  Equation C‐2 provides the winter model.        Equation C‐2:    Q Jack = 0.01995 x Q Susitna   Figure C‐1:  Winter Flow Measurements at Jack River and Susitna River                                                                            21  Because of the scarcity of hydrology data in Alaska, a correlation coefficient of 0.78 between these basins is  considered good.  In other regions of the United States, this coefficient may be considered marginal.  Also, the  short period of common record limits the confidence of this finding.       Native Village of Cantwell  Jack River Hydroelectric Reconnaissance Study Polarconsult Alaska, Inc.   March 2013 – Final Report  C‐7  0 1 2 3 4 5 6 Jan Feb Mar Apr May Jun Jul Aug Sep Oct Nov DecCFS per Square Mile of BasinSeattle C nr Cantwell (15515800) Nenana R nr Windy (15516000) Nenana R nr Healy (15518000) Nenana R at Healy (15518040) Teklanika R nr Lignite (15518350) Susitna at Gold Creek (15292000) Jack River Model ● Spring Flows (April 30 through June 1) are calculated by a linear weighted average of the  summer and winter models.  The winter model receives 100% weighting on April 30,  decreasing linearly to 0% on June 1.  The summer model increases in a similar fashion.  ● Fall flows (August 15 through November 1) are calculated by a linear weighted average of  the summer and winter models.  The summer model receives 100% weighting on August 15,  decreasing linearly to 0% on November 1.  The winter model increases in a similar fashion.  The resulting Jack River hydrograph for an average water year is shown in Figure C‐2 along with  average hydrographs for several other basins in the vicinity of Jack River.    Figure C‐2:  Jack River Hydrology Model                            This hydrology model is based on limited hydrology data, and should be reevaluated when   more data is available from the Jack River stream gauging station.   This model is sufficient for a  reconnaissance‐level analysis of Jack River.  Figure C‐3 presents the flow duration curve for Jack  River (based on the hydrology model) and for the Susitna River at Gold Creek.       Native Village of Cantwell  Jack River Hydroelectric Reconnaissance Study Polarconsult Alaska, Inc.   March 2013 – Final Report  C‐8  0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 0% 10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90% 100% Percentage of Time Flow is Equalled or ExceededNormalized Flow (cfs per square mile)Susitna at Gold Creek Jack River Model 85.0 86.0 87.0 88.0 89.0 90.0 91.0 92.0 0 100 200 300 400 500 600 700 Jack River Discharge at Gauging Station (cubic feet per second)Stage (Top of Well Casing = 100 feet)Winter 2011‐12 Stage‐Discharge Measurements Summer 2012 Stage‐Discharge Measurements Poly. (Winter 2011‐12 Stage‐Discharge Measurements) Figure C‐3: Flow Duration Curve for Jack River                          Figure C‐4:  Stage‐Discharge Data for Jack River Gauging Station                        Native Village of Cantwell  Jack River Hydroelectric Reconnaissance Study Polarconsult Alaska, Inc.  March 2013 – Final Report  C‐9 ‐40‐2002040608010011/1/11 12/6/11 1/10/12 2/14/12 3/20/12 4/24/12 5/29/12 7/3/12 8/7/12 9/11/12 10/16/12 11/20/12 12/25/12 1/29/13 3/5/13Temperature (F)Station Water Temperature (F)Station Air Temperature (F)  Figure C‐5:  2011 – 2012 Jack River Stage Data             Figure C‐6:  2011 – 2012 Jack River Gauging Station Air and Water Temperature Data         Figure C‐5: 2011‐2012 Jack River Stage DataFigure C‐6: 2011‐2012 Jack River Gauging Station Air and Water Temperature Data83.5084.5085.5086.5087.5088.5089.5090.5091.5092.5093.5011/1/11 12/6/11 1/10/12 2/14/12 3/20/12 4/24/12 5/29/12 7/3/12 8/7/12 9/11/12 10/16/12 11/20/12 12/25/12 1/29/13 3/5/13River Stage at Gauging Station(Top of Casing = 100.00 feet) Water Stage, Logger Reading (ft)Water Stage, Manual Reading (ft) Native Village of Cantwell  Jack River Hydroelectric Reconnaissance Study Polarconsult Alaska, Inc.    March 2013 – Final Report              APPENDIX D – RESOURCE DATA AND ANALYSIS      D.1: Land Status     page D‐1  D.2: Maximum Probable Flood    pages D‐1 to D‐2  D.3: Reservoir Life    pages D‐3 to D‐6  D.4: Cantwell Outage Rate    page D‐7         Native Village of Cantwell  Jack River Hydroelectric Reconnaissance Study Polarconsult Alaska, Inc.    March 2013 – Final Report             This page intentionally blank.  Native Village of Cantwell  Jack River Hydroelectric Reconnaissance Study Polarconsult Alaska, Inc.    March 2013 – Final Report   D‐1  D.1 LAND STATUS  General land status of the project area is shown in Figure A‐2.  In summary, most of the land   where development would occur for the hydro project (site access roads, power line,  powerhouse, dam, tunnels, penstocks, and intake structure) have been either patented to,   interim conveyed to, or selected by Ahtna, Inc.  With the exception of project configuration 3C,  portions of the proposed reservoirs would be located on land either patented to or tentative  approved for patent to the State of Alaska.  Reservoirs above dam site 1 with maximum  elevations greater than approximately 2,615 feet would extend onto federal land (sections 3  and 10 of T19S, R6W, Fairbanks Meridian).    Ahtna, Inc. is aware of and supportive of this project.  It is assumed that Ahtna, Inc. would  authorize access and use of the project lands under easements, long term leases, and/or sale to  the native Village of Cantwell.  Detailed discussions with Ahtna, Inc. on this matter were not  held for this study.   D.2 MAXIMUM PROBABLE FLOOD  Determining the maximum probable flood for Jack River is important for (1) designing the dam,  spillway, and associated project works so they can withstand flood flows, and (2) evaluating the  potential flood hazard mitigation capabilities of a storage project on Jack River.  USGS statistical  models for regional Alaska streams were used to develop initial estimates of the 100‐year and  500‐year flood flows for Jack River.  These data are compared against annual peak flows  measured at Jack River by the USGS.  The USGS has developed statistical models to estimate the maximum probable floods for  streams in Alaska. These models are developed based on stream gauging data throughout the  state, and specific parameters for the drainage basin of the stream of interest.22   USGS model  input parameters and estimated flood flows are summarized in Table D‐1.   USGS models for both interior Alaska (Region 6) and southcentral Alaska (Region 4) were  evaluated.  Jack River is located in Region 6 close to the border to Region 4.  The good  correlation between Jack River and the upper Susitna River (located in Region 4) suggest that  the Region 4 model may provide a better estimate of Jack River’s peak flows.    The USGS recorded a maximum annual flow at Jack River of approximately 4,900 cfs at USGS  Gauge 15516050 over 9 years of peak flow gauging from 1973 to 1982.  This gauge is  downstream of the proposed project, and drains 325 square miles.  Scaling this peak flow to the  project basin area yields an estimated peak flow of 2,095 cfs over this nine‐year period.  This  peak flow is 20 to 40% lower than the estimated 10‐year floods.     The Region 6 model provides higher estimated peak flows, and these are used for the  preliminary designs in this study.                                                          22  See USGS Water Resources Investigation Report 2003‐4188.  Native Village of Cantwell  Jack River Hydroelectric Reconnaissance Study Polarconsult Alaska, Inc.    March 2013 – Final Report   D‐2  Table D‐1:  Maximum Probable Floods at Jack River Hydro Project Site  Parameter Jack River  Basin Area (square miles) 139.1  Mean Annual Precipitation (inches) (1) 30  Percentage of Basin as Storage (lakes, ponds) 0.5%  Percentage of forested area (2) 10%  USGS WRIR 2003‐4188 Estimated Peak Flows Region 4  (Interior)  Region 6  (Southcentral)  (Used for this Study)  Estimated 500‐year flood (Initial Estimate of Design Flood) 5,828 cfs 7,445 cfs  Estimated 100‐year flood  4,461 cfs 5,745 cfs  Estimated 10‐year flood 2,705 cfs 3,487 cfs  Estimated 5‐year flood 2,185 cfs 2,829 cfs  Jack River Maximum Recorded Flow (1973‐1982) (3) 2,095 cfs  (1) Annual precipitation in Cantwell is reported as 15 inches.  Source maps specified in the USGS publication indicate  precipitation in the Jack River basin is approximately 30 inches annually.    (2) Estimated from aerial imagery and USGS maps.  (3) Reported at USGS Gauge 15516050 on Jack River near its mouth.  Adjusted to project area by ratio of basin areas (0.427 =  139/325 square miles).       Native Village of Cantwell  Jack River Hydroelectric Reconnaissance Study Polarconsult Alaska, Inc.    March 2013 – Final Report   D‐3  D.3 ESTIMATED RESERVOIR LIFE  All of the hydroelectric project configurations considered in this study are storage projects,  featuring dams that create reservoirs of various capacities in the Jack River canyon.  As these  reservoirs accumulate sediment over time, their ability to store water for power generation will  decrease.  Eventually, the amount of sediment carried into the reservoir and flushed out of the  reservoir will reach equilibrium.  The amount of the active reservoir volume that fills with  sediment can have a significant impact on project operations and total energy output.  How  quickly equilibrium sedimentation is reached, and what that equilibrium volume of  sedimentation is, depends on many factors, including:   The rate sediment is carried into the reservoir by Jack River;   The geography of the reservoir, which influences where sediment is deposited and how  much can be scoured out of the reservoir by flushing operations;   The operational regime for the reservoir – how and when it is filled to capacity, drawn  down, minimum drawdown levels, etc.; and   The configuration of the dam and regulatory allowances for reservoir draw down and  sediment flushing operations.  Some sediment flushing is normally desirable for recruitment  of sediment in the downstream reach of the river, but flushing schedules and protocols  depend on resource‐specific considerations that are beyond the scope of this study and are  not defined at this time.  The initial, order‐of‐magnitude analysis of reservoir sedimentation indicates that the various  reservoir configurations considered in this study would reach an equilibrium sediment volume  in 10 to 460 years, and the final active volume of the reservoirs would be between 50 and 76%  of the initial active volume.  Actual site conditions and final operational protocols for specific  projects may result in actual sedimentation rates that significantly differ from these initial  estimates.  D.3.1 Estimated Sediment Transport Rate  No studies of sediment transport in Jack River are known to exist.  To form an initial order‐of‐ magnitude estimate of sediment transport rate, data from studies on the Susitna River basin  were adapted to Jack River.23  Sediment transport rates on the Susitna, Talkeetna, and Chulitna  Rivers were measured ranging from 800 to 1,400 tons per year per basin square mile.  These  rates applied to Jack River yield an estimated sediment transport rate of 110,000 to 200,000  tons per year.  Assuming a reservoir sediment trap efficiency of 100% and an in‐place density of  75 pounds per cubic foot, this sediment would fill between 70 and 120 acre‐feet of reservoir  annually.                                                            23 Sediment transport data for Susitna River and major tributaries as summarized in Susitna Hydroelectric Project,  Reservoir and River Sedimentation Final Report, FERC No. 7114.  Harza‐Ebasco Susitna Joint Venture, April 1984.   Native Village of Cantwell  Jack River Hydroelectric Reconnaissance Study Polarconsult Alaska, Inc.    March 2013 – Final Report   D‐4  D.3.2 Estimated Reservoir Sedimentation Rate and Location  The fate of the sediment entering the reservoir depends on reservoir geometry and operational  patterns.  Also, the impact of the sediment on useful reservoir volume depends on where in the  reservoir the sediment ultimately accumulates.  Initial order‐of‐magnitude estimates for these  phenomenon are based on the assumption that the reservoirs would be managed to enter the  winter full, would be drawn down through the winter months, would use peak spring flows to  sluice sediment accumulated in delta deposits at the reservoir inlet deeper into the reservoir  and/or through the dam, and would refill the reservoir with summer and fall flows.  Under  these operational assumptions, sediment profile in the reservoirs would take the general form  shown on Figure D‐1 for dam sites 1, 2, and 3.  The delta formations shown in Figure D‐1 are  based on a topset slope of 0.3% starting from the reservoir inlet a foreset slope of 2% from the  invert of the dam bypass up to the pivot point of the delta formation.24    Table D‐2 summarizes initial order of magnitude estimates of initial active, inactive, and total  reservoir volume; reservoir sedimentation rates; final active, inactive, and total reservoir  volume once sedimentation reaches a steady state; and the approximate number of years it will  take for the reservoir to reach steady‐state sedimentation conditions.  Table D‐2:  Estimated Reservoir Sedimentation Rates and Useful Reservoir Life   Reservoir Configuration Estimated Parameter 1A, 1B 1C 2A, 2B 3A, 3B 3C  Initial Active Reservoir Volume (ac‐ft) 50,700 15,700 25,500 9,300 2,100  Initial Inactive Reservoir Volume (ac‐ft) 28,900 3,500 7,800 5,900 200  Initial Total Reservoir Volume (ac‐ft) 79,600 19,200 33,300 15,200 2,300  Reservoir Volume as Percentage of  Total  Annual Flow Volume 1 73% 18% 31% 14% 2%  Annual Sedimentation Rate (ac‐ft) 70 to 120 70 to 120 70 to 120 70 to 120 70 to 120  Reservoir Sediment Trap Efficiency 2 80 to 95% 75 to 90% 80 to 95% 75 to 90% 55 to 65%  Trap Efficiency Used 100% 100% 100% 100% 65%  Final Active Reservoir Volume (ac‐ft)  Final as Percentage of Initial  30,500  60%  10,100  64%  12,900  50%  7,100  76%  1,200  57%  Final Inactive Reservoir Volume (ac‐ft) 17,000 1,300 3,400 2,600 100  Final Total Reservoir Volume (ac‐ft) 47,500 11,400 16,300 9,700 1,300  Reservoir Life (years) 270 to 460 65 to 110 140 to 240 45 to 80 10 to 20  1. Total annual flow volume is 108,595 acre‐feet, based on an average annual flow of 150 cfs.  2. Efficiency range is calculated using the Churchill and Brune methods for lower and upper estimates,  respectively.24                                                              24  Estimated delta parameters are based on methods described in Section 2.6 of the Erosion and Sedimentation  Manual.  U.S. Bureau of Reclamation, November, 2006.  Native Village of Cantwell  Jack River Hydroelectric Reconnaissance Study Polarconsult Alaska, Inc.    March 2013 – Final Report   D‐5  75 pcf 2200 2250 2300 2350 2400 2450 2500 2550 2600 11.50 12.00 12.50 13.00 13.50 14.00 14.50 15.00 15.50 River MileElevation (feet)Natural River Grade Maximum Pool Elevation Estimated Equilibrium Level of Sediment in Reservoir Minimum Normal Pool Elevation 2400 2450 2500 2550 2600 2650 2700 2750 2800 12.50 13.50 14.50 15.50 16.50 17.50 18.50 19.50 20.50 River MileElevation (feet)Natural River Grade Maximum Pool Elevation Estimated Equilibrium Level of Sediment in Reservoir Minimum Normal Pool Elevation 2200 2250 2300 2350 2400 2450 2500 2550 2600 11.00 11.50 12.00 12.50 13.00 13.50 14.00 14.50 15.00 River MileElevation (feet)Natural River Grade Maximum Pool Elevation Estimated Equilibrium Level of Sediment in Reservoir Minimum Normal Pool Elevation DAM SITE 3 DAM SITE 2 DAM SITE 1 Figure D‐1:  Estimated Ultimate Reservoir Sedimentation Profile  Native Village of Cantwell  Jack River Hydroelectric Reconnaissance Study Polarconsult Alaska, Inc.    March 2013 – Final Report   D‐6  D.3.3. Sediment Loading from Reservoir Bank Erosion  Bank erosion along the perimeter of the reservoirs will also contribute to reservoir  sedimentation.  The magnitude of this sedimentation depends on how susceptible the banks  are to erosion, and where the eroded bank material settles within the reservoir.  Initial  estimates are that bank erosion will not contribute significantly to overall reservoir  sedimentation rates.  Initial assessment of site conditions for the dam site 1 reservoir suggest that bank erosion will  not contribute significantly to the overall reservoir sedimentation rate.  Eroded material along  most of the reservoir perimeter is likely to deposit below the active band of the reservoir.  In  the upper approximately 1‐½ miles of the reservoir eroded material is likely to settle in the  active band of the reservoir.  However, the bank slopes in this area are generally 1:10 or less,  and therefore less susceptible to erosion than steeper banks elsewhere along the reservoir  perimeter.  Initial assessment of site conditions for the reservoirs above dam sites 2 and 3 suggest that  bank erosion will not contribute significantly to the overall reservoir sedimentation rate.   Most  of the reservoir shoreline is exposed weathered rock at slopes of approximately 1:1.  Rapid  erosion of this rock is not expected, and eroded material is expected to migrate down these  slopes to the valley floor, which is generally below the active band of the reservoir.    D.3.4  Significance of Reservoir Sedimentation on Project Economics  Table D‐3 summarizes the estimated initial and final annual energy generation of project  configurations considered in this study.  Reservoir sedimentation has the greatest relative  impact on configurations 1A and 1B, decreasing annual generation to 88% once equilibrium  sediment levels are reached.  Because the estimated time to reach this level of sedimentation  (270 to 460 years) is significantly longer that the timeframe for economic analysis, reservoir  sedimentation is not expected to be a significant factor in project economics.  For all other project configurations, reservoir sedimentation is estimated to reduce annual  energy output to between 94% to 98% of initial output.  Because of the modest impact of  sedimentation and the expected time before equilibrium sedimentation is reached, reservoir  sedimentation is not expected to be a significant factor in project economics.  Table D‐3:  Estimated Impact of Reservoir Sedimentation on Annual Energy Output  Project Configuration Estimated Parameter 1A 1B 1C 2A 2B 3A 3B 3C  Initial Annual Energy Output (MWh) 37,300 23,400 12,800 17,400 9,300 12,500 7,100 7,500  Final Annual Energy Output (MWh) 32,800 20,600 12,500 16,400 9,100 12,300 7,000 7,400  Final as Percentage of Initial 88% 88% 98% 94% 98% 98% 98% 98%  Estimated Time to Reach Equilibrium  Reservoir Sedimentation (years)  270 to  460  270 to  460  65 to  110  140 to  240  140 to  240  45 to  80  45 to  80  10 to  20  Native Village of Cantwell  Jack River Hydroelectric Reconnaissance Study Polarconsult Alaska, Inc.    March 2013 – Final Report   D‐7  D.4 ANALYSIS OF POWER OUTAGE RATES  GVEA provided outage data for the Cantwell Substation for 2012.  Analysis of this data that the  entire Cantwell service area (Cantwell, McKinley Village, and Carlo Creek) experienced a total of  17 outages with a combined total duration of 8.85 hours in 2012.  This does not include outages  to portions of the Cantwell service area due to local distribution interruptions, so total outage  rates in Cantwell and associated communities is somewhat higher than indicated by the data in  Table D‐4.  By comparison, the aggregate outage rate over the entire GVEA system has varied  from 1 to 2 hours per customer annually for the past several years.  Table D‐4 summarizes 2012  Cantwell outage data and recent GVEA outage data.  Based on this information, the outage rate  in Cantwell is approximately 5.3 times higher than for GVEA customers in general.  Table D‐4:  2012 Cantwell Outage Data and Recent GVEA Outage Data  Start and End Times for Outages at Cantwell Substation  (2012)  Outage Duration  (minutes) 1  2/14/12 11:11 2/14/12 11:23 12 2/14/12 11:26 2/14/12 11:41 15 2/14/12 13:00 2/14/12 13:27 27 3/2/12 10:10 3/2/12 10:19 9 3/13/12 19:28 3/13/12 20:13 45 3/13/12 21:54 3/13/12 22:03 9 9/13/12 13:51 9/13/12 16:16 145 9/13/12 20:47 9/13/12 21:22 35 10/18/12 10:26 10/18/12 10:38 12 10/18/12 10:39 10/18/12 11:09 30 10/18/12 13:10 10/18/12 14:58 108 10/18/12 17:41 10/18/12 18:06 25 12/13/12 9:38 12/13/12 9:54 16 12/13/12 11:16 12/13/12 11:34 18 12/13/12 16:44 12/13/12 16:52 8 12/13/12 23:33 12/13/12 23:39 6 12/18/12 15:00 12/18/12 15:11 11 TOTAL 17 events 531 minutes  (8.85 hours)  Year  Aggregate GVEA Outage  Time (Hours) 2  2010 1  2011 2  2012 2  2010 – 2012 Average 1.67 hours  CANTWELL OUTAGE RATE AS PERCENTAGE OF GVEA OUTAGE RATE 8.85 / 1.67 = 530%  (1). Data for Cantwell Substation for calendar year 2012.  Provided by GVEA.  (2). Data compiled from GVEA Annual Reports for respective years.  Native Village of Cantwell  Jack River Hydroelectric Reconnaissance Study Polarconsult Alaska, Inc.    March 2013 – Final Report   D‐8                                  This page intentionally blank. Native Village of Cantwell  Jack River Hydroelectric Reconnaissance Study Polarconsult Alaska, Inc.    March 2013 – Final Report             APPENDIX E – ENVIRONMENTAL CONSIDERATIONS                          Native Village of Cantwell  Jack River Hydroelectric Reconnaissance Study Polarconsult Alaska, Inc.    March 2013 – Final Report              This page intentionally blank.  Native Village of Cantwell  Jack River Hydroelectric Reconnaissance Study Polarconsult Alaska, Inc.    March 2013 – Final Report  E‐1  E.1 THREATENED AND ENDANGERED SPECIES   The U.S. Fish and Wildlife service and National Marine Fisheries Service were consulted  regarding the proposed project configurations.  The project areas do not include any designated  or proposed critical habitat areas for threatened or endangered species.  E.2 FISHERIES AND WILDLIFE   The reservoir associated with a hydro project at Jack River would inundate a significant area  (10s to 100s of acres depending on the specific project configuration).  This would have some  impact on wildlife in the project area.  Specific impacts would depend on the specific project  configuration and are beyond the scope of this reconnaissance study.    Jack River is not listed as anadromous habitat in the Atlas and Catalog of Waters Important to  the Rearing, Spawning, and Migration of Anadromous Fishes.  Resident fish such as sculpin,  white fish, grayling, and likely Dolly Varden occur in the study reach of Jack River.  Specific  impacts on resident fish passage would depend on the specific project configuration.  The  project would need to mitigate impacts to resident fish.  General requirements are described in  Appendix F, Section F.2.2.1.      None of the project configurations are expected to significantly impact anadromous fish  habitat, which starts more than 50 miles downstream of the study area in the Nenana River  near Healy.  By regulating flow in Jack River, the project could reduce flow at the upper limit of  anadromous habitat by up to approximately 7%.  Peak project operation in late winter could  increase flow at the upper limit of anadromous habitat by approximately 50% from natural flow  conditions.  Proper discharge ramping rates and thermal management of water releases would  likely avoid any impacts to anadromous habitat.    E.3 WILD AND SCENIC RIVERS STATUS  Jack River is not a designated Wild and Scenic River (WSR), WSR corridor, or included on the  Nationwide Rivers Inventory.25  Jack River has not been designated for study for future  designation as a WSR or WSR corridor by the U.S. Congress (5(a) study) or by eligible federal  agencies (5(d)(1) study).26  The 2006 East Alaska Proposed Resource Management Plan, which  covers the project area, did not find Jack River eligible for WSR designation. 27  E.4 WATER AND AIR QUALITY   The project would tend to improve air quality by reducing the amount of fossil fuel fired  electricity generation in the railbelt.  The type and location of avoided power plant emissions                                                          25  Nationwide Rivers Inventory status checked July 11, 2012.  http://www.nps.gov/ncrc/programs/rtca/nri/  26  Personal communications with Cassie Thomas, NPS; Zachary Babb, NPS; and Heath Evans, BLM, July 12, 2012.    27  East Alaska Proposed Resource Management Plan and Environmental Impact Statement, U.S. Department of  Interior, Bureau of Land Management.  June 2006.  Native Village of Cantwell  Jack River Hydroelectric Reconnaissance Study Polarconsult Alaska, Inc.    March 2013 – Final Report  E‐2  would depend on the specific power plants that were offset by Jack River.  Based on GVEA’s  fuel costs, the most likely avoided emissions would be from oil‐fired power plants in Fairbanks  and/or North Pole.  These avoided emissions would have an incremental beneficial impact on  air quality in the Fairbanks region.  In recent years, winter‐time air quality has become very  poor in Fairbanks, frequently violating Federal Clean Air Act standards for PM 2.5 particulates.   EPA fines or sanctions could be imposed starting in 2014 if conditions continue.28  Quantifying  the magnitude of improved air quality in Fairbanks from a Jack River hydro project is beyond  the scope of this study.  Impacts on water quality in Jack River would depend on the specific hydro project  configuration, design, and operational protocols.  The reservoir could change oxygen  saturation, suspended sediment levels, sediment transport and deposition characteristics,  temperature, and other water quality parameters in Jack River below the project.  Many of  these changes could be controlled through proper design and/or project operational  constraints to avoid or minimize any adverse impacts.  Such design or operational constraints  could have a negative impact on the project’s economic feasibility as increased costs or  decreased electrical generation potential.   E.5 WETLAND AND PROTECTED AREAS  A significant fraction of the land to the northeast of Jack River in the project area is a complex  mosaic of wetland and upland areas.  Depending on project configuration, some of these  wetlands areas could be crossed by penstocks, access roads, or other project infrastructure.   These impacts can be avoided or minimized by proper routing of these features.  There are also significant wetlands areas located along the bottom of the Jack River valley and  canyon that would be permanently inundated by a project reservoir.  These impacts do not  have a practical avoidance or minimization option, and would likely require offsite mitigation. 29      E.6 ARCHAEOLOGICAL AND HISTORICAL RESOURCES  None are known in the project area.  Detailed consultations with SHPO or other entities were  not completed as part of this study.  E.7 LAND DEVELOPMENT CONSIDERATIONS  Extension of roads and power lines into the project area could support development of land in  the vicinity of the project.                                                            28  EPA Warns of Consequences of Fairbanks Fails to meet Air Quality Deadline, Fairbanks Daily News‐Miner,  September 28, 2012.  29  Preliminary estimated acreage of wetlands that would be inundated are 65 acres for dam site 3, 110 acres for  dam site 2, and 220 acres for dam site 1.  Native Village of Cantwell  Jack River Hydroelectric Reconnaissance Study Polarconsult Alaska, Inc.    March 2013 – Final Report  E‐3  The Jack River valley and canyon is an existing snow machine corridor from Cantwell into the  Talkeetna Mountains.  Development of dams and reservoirs in the valley would require  alternate routes for snow machine traffic through the project area.  Upland areas adjacent to  the reservoir footprints would likely be suitable as alternate snow machine corridors.   Consideration of specific snow machine corridors would depend on the specific hydro project  under consideration.   Depending on the specific project configuration, the project reservoir could be a significant  recreational asset for Cantwell and surrounding areas.  The reservoir could be suitable for  motorized or non‐motorized water sports, or stocked for recreational fishing.    Depending on the specific project configuration, a storage hydro project at Jack River could  reduce downstream flood hazards along Jack River, making portions of the existing Jack River  floodplain suitable for development.  This would depend on the findings of dam break analyses  risk assessments, and similar studies that would need to be completed for a specific project  configuration.   E.8 TELECOMMUNICATIONS AND AVIATION CONSIDERATIONS  The project will not affect telecommunications or aviation.  E.9 VISUAL AND AESTHETIC RESOURCES  None of the proposed project features would be prominently visible from readily accessible  vantage points such as the Parks Highway, Denali Highway, or Alaska Railroad.  All of the  proposed project features would generally be visible from remote alpine vantage points in the  Cantwell area or from the air.  E.10 MITIGATION MEASURES  Wetlands impacts would likely require mitigation.  Specific mitigation options have not been  developed at this stage of study.    Depending on the specific development concept, mitigation will likely be required to address  impacts to resident fish passage, and possibly downstream anadromous fish habitat.  Mitigation may also be required for impacts to game habitat inundated by the reservoir.   Native Village of Cantwell  Jack River Hydroelectric Reconnaissance Study Polarconsult Alaska, Inc.    March 2013 – Final Report  E‐4             This page intentionally blank.    Native Village of Cantwell  Jack River Hydroelectric Reconnaissance Study Polarconsult Alaska, Inc.    March 2013 – Final Report                 APPENDIX F – PERMITTING INFORMATION      F.1:  Federal Permits  pages F‐1 to F‐2  F.2: State Permits    pages F‐2  F.3: Local Permits    pages F‐3   Native Village of Cantwell  Jack River Hydroelectric Reconnaissance Study Polarconsult Alaska, Inc.    March 2013 – Final Report                This page intentionally blank.  Native Village of Cantwell  Jack River Hydroelectric Reconnaissance Study Polarconsult Alaska, Inc.    March 2013 – Final Report  F‐1  F.1 FEDERAL PERMITS  F.1.1 Federal Energy Regulatory Commission   The Federal Energy Regulatory Commission (FERC) has jurisdiction over hydroelectric projects  that meet certain criteria. Generally, these criteria include:  (1) The project is located on navigable waters,  (2) The project is located on federal land,  (3) The project affects interstate commerce, or  (4) The project is part of an interstate electrical grid.  Projects at dam site 1 with maximum reservoir elevations of approximately 2,615 feet would  partially inundate federal lands (Sections 3 and 10 in T19S R6W, Fairbanks Meridian).  This  would trigger FERC jurisdiction by being partially located on Federal land.  Review of land records in the project area indicate there was litigation involving the navigability  of Jack River and other area rivers that was resolved in approximately 2003.30  This litigation  appears to have been related to determining the eligibility of submerged lands for Native  Corporation selection under the Alaska Native Claims Settlement Act (ANCSA).  If this litigation  concluded that Jack River is navigable, then any project on Jack River will likely fall under FERC  jurisdiction.  Documentation for this litigation was not reviewed as part of this reconnaissance  study, and the navigability status of Jack River, if any was made, is unknown.      The outcome of this litigation would need to be researched and a Declaration of Intention filed  with the FERC in the permitting phase of the project to verify the jurisdictional status of the  project.    If the project enters the permitting phase before project lands are conveyed out of federal  ownership, then the project will fall under FERC jurisdiction per criteria (2) above.    F.1.3 U.S. Army Corps of Engineers (USACE) Permits  The diversion structures, tailraces and other features of the recommended project will be  located within wetlands, therefore a wetlands permit from the USACE will be required.  Depending on the selected project configuration, the project may be eligible for a Nation Wide  Permit #17 for hydro projects. Otherwise, the project will obtain an individual permit.   Additional USACE permits will be required if the study reach of Jack River is considered  navigable.                                                            30  Bureau of Land Management (BLM) Alaska State Office Internal Memorandum 9630 (AK‐925), pertaining to  ANSCA selection F‐14844‐A, dated November 19, 2003.  Native Village of Cantwell  Jack River Hydroelectric Reconnaissance Study Polarconsult Alaska, Inc.    March 2013 – Final Report  F‐2  F.1.4 U.S. Environmental Protection Agency   A stormwater pollution prevention plan will be required for construction of the project.   F.1.5 Federal Aviation Administration  The recommended project will not have any features likely to present a hazard to aviation.   F.2  STATE OF ALASKA PERMITS  F.2.1 Alaska Department of Natural Resources (ADNR) Permits  F.2.1.1 Coastal Zone Consistency Review   The State of Alaska does not currently have a Coastal Zone Management Program.  The  previous program, which was terminated June 30, 2011, generally applied to land below 1,000  feet in elevation.  The project site is over 2,000 feet in elevation, so was not located within the  state’s coastal zone as defined under the old program.    F.2.1.2 Land Authorizations   Portions of the reservoirs for all project configurations but 3C would submerge some state land.   This would likely require an easement or similar authorization from ADNR.    F.2.1.3 Tidelands Permits   No tidelands permits are needed for the project.  F.2.1.4 Material Sale Agreement  The project would require a significant volume of material for construction of the dam(s).   Material could be sourced from state or native‐owned lands located in the project vicinity.     F.2.1.5 Water Use Permit / Water Rights  The project will need to obtain water rights from the ADNR.  F.2.2 Alaska Department of Fish and Game Permits  F.2.2.1 Fish Habitat Permit  Initial consultations with ADF&G indicate the project reach is likely habitat for resident fish such  as sculpin, grayling, white fish, and possibly resident Dolly Varden.  Fisheries surveys would  need to be conducted to determine the presence, abundance, and life stages of fish in Jack  River.  This information would guide development of mitigation requirements for the project.   Generally, mitigation would need to comply with the Alaska Fishway Act (AS 16.05.841 to 851),  which requires that the project maintain fish passage around the dam.  The Fishway act also  Native Village of Cantwell  Jack River Hydroelectric Reconnaissance Study Polarconsult Alaska, Inc.    March 2013 – Final Report  F‐3  provides for payment for operation of hatcheries, or a lump sum payment to the ADF&G in lieu  of on‐site mitigation.  In practice, the ADF&G prefers to maintain the biological integrity of the  river, and only rarely allows cash payments as mitigation.  Specific requirements would depend  on the specific project configuration proposed for development.  F.2.3 Alaska Department of Transportation Permits  Not applicable.  F.2.4 Alaska Department of Environmental Conservation (ADEC) Permits  F.2.4.1 ADEC Wastewater or Potable Water Permits  Not applicable.  F.2.4.2 Solid Waste Disposal Permit   Not applicable.   F.2.4.3 Air Quality Permit & Bulk Fuel Permit  Not applicable.  F.3 LOCAL PERMITS  F.3.1 Borough Permits  All project configurations are located within the Denali Borough.  The southern portion of  reservoirs above dam site 1 would be located in the Matanuska‐Susitna Borough (See Figure A‐ 3).  Both boroughs have local permitting processes that the project would need to follow.    F.3.2 Local City Permits  The community of Cantwell is unincorporated, so no local government permits are required for  the project.       Native Village of Cantwell  Jack River Hydroelectric Reconnaissance Study Polarconsult Alaska, Inc.    March 2013 – Final Report  F‐4             This page intentionally blank.      Native Village of Cantwell  Jack River Hydroelectric Reconnaissance Study Polarconsult Alaska, Inc.    March 2013 – Final Report               APPENDIX G – ECONOMIC ANALYSIS ASSUMPTIONS  Native Village of Cantwell  Jack River Hydroelectric Reconnaissance Study Polarconsult Alaska, Inc.    March 2013 – Final Report                This page intentionally blank.  Native Village of Cantwell  Jack River Hydroelectric Reconnaissance Study Polarconsult Alaska, Inc.    March 2013 – Final Report  G‐1  ECONOMIC ANALYSIS ASSUMPTIONS  The economic analysis of the project configurations considered in this study used a range of  estimated capital costs and related financial parameters to develop a range of estimated energy  costs for each configuration and a range of estimated benefit cost ratios for each configuration.   This appendix explains the ranges used for each parameter.   G.1 ESTIMATED INSTALLED COST  Reconnaissance level cost estimates were developed for each project configuration by  estimating unit quantities and volumes of project components and applying estimated unit  costs to each component line item.  The resulting estimated cost was multiplied by a range of  +/‐ 30% to develop a range of probable cost.  An approximate 30% contingency was then  applied to the result.    G.2 ESTIMATED ANNUAL PROJECT COSTS  G.2.1  General, Administrative, Operation, Maintenance, Repair, and Replacement Expenses  All operating costs of the projects are assumed to cost between $0.015 and $0.025 per kWh.   This term includes general, administrative, operation, maintenance, repair, and replacement  expenses associated with the project.  G.3  FINANCING  G.3.1 Low‐Cost Debt Financing  Capital project costs are assumed to be financed with $8 million in grants and the balance is  assumed to be a low‐interest loan with a 1.05% interest rate and 30‐year term.  A 3% surcharge  is added to the financed amount to cover loan origination fees, underwriting, and guarantee  fees.  These loan terms are based on the loan terms for GVEA’s Eva Creek Wind Project, except  the term has been increased from 20 years to 30 years because hydro projects typically have a  longer design life than wind projects.    G.3.2  High‐Cost Debt Financing  The entire project capital cost is assumed to be financed at a 30‐year term at 6% interest.  Loan  origination costs of 3% are assumed for items such as application fees, loan guarantee fees, and  other origination fees.  G.3.3 Grants  The ability of the project to obtain grant funds will depend on what state and federal grant  programs exist, whether the project meets specific program eligibility criteria, and whether the  project successfully competes for grant funds.  Native Village of Cantwell  Jack River Hydroelectric Reconnaissance Study Polarconsult Alaska, Inc.    March 2013 – Final Report  G‐2  The Renewable Energy Fund (REF) Grant Program, used in part to fund this reconnaissance  study, is one of several potential sources of grant funds for this project.  Under current program  rules, this project would be eligible for a maximum of $4 million in construction grant funds  from the REF.  As an IPP, the NVC would have to agree to certain regulatory and economic  conditions if it accepted construction grant funds under the REF program.  These conditions  include a requirement to obtain a CPCN from the RCA, and to be economically regulated by  either the RCA or AEA, limiting the power sales rate for the project to cost‐based rates.   Different conditions may apply depending on the program rules in effect when grant funds are  awarded.  Based on available information, these cost‐based rates appear compatible with the  estimated range of power sales rates presented in this study.    G.4 OPERATING MARGINS   Operating margins of 10% of gross revenue and 20% of gross revenue are assumed.  G.5 ESTIMATED POWER SALES RATE  Annualized estimated costs as described above are summed and divided by the estimated total  energy output of the project to calculate an estimated power sales rate for energy from the  project.  High and low range estimated annual costs are divided by the same estimated total  energy output.  G.6 ESTIMATED BENEFIT‐COST RATIO  The low‐end of the estimated benefit‐cost ratio range is calculated using the high‐end capital  cost estimate, high end operating costs, high‐end financing scenario, and high‐end operating  margins.  Future cash flows are converted to present‐value using a 50‐year life, 30‐year debt  term, zero salvage value at year 50, and 3% discount rate.  Project benefits were calculated  using the economic model developed for the Alaska Energy Authority (AEA)’s Renewable Energy  Grant Program Round 6 by the Institute of Social and Economic Research (ISER) at the  University of Alaska Anchorage.    The high‐end of the estimated benefit‐cost ratio range is calculated using the AEA/ISER  economic model.  Low‐end capital and operating costs were input to the model.  G.7  ENVIRONMENTAL ATTRIBUTES  No revenue from sale of the project’s environmental attributes is considered in the  reconnaissance study.  G.8  INDIRECT AND NON‐MONETARY BENEFITS  The recommended hydroelectric project offers significant indirect and non‐monetary benefits  in addition to direct economic benefits. These other benefits include:  ● Reduced air pollution (NOx, SOx, particulates, and hydrocarbons) due to decreased  operation of the diesel power plants in Fairbanks.  Native Village of Cantwell  Jack River Hydroelectric Reconnaissance Study Polarconsult Alaska, Inc.    March 2013 – Final Report  G‐3  ● More stable energy prices. Jack River would incrementally help to stabilize GVEA’s  energy rates.    ● The project reservoir may offer new recreational opportunities for the Cantwell area,  including fishing and motorized or non‐motorized water sports.  Native Village of Cantwell  Jack River Hydroelectric Reconnaissance Study Polarconsult Alaska, Inc.    March 2013 – Final Report  G‐4                  This page intentionally blank.      Native Village of Cantwell  Jack River Hydroelectric Reconnaissance Study Polarconsult Alaska, Inc.    March 2013 – Final Report              APPENDIX H – TABULAR HYDROLOGY DATA     Native Village of Cantwell  Jack River Hydroelectric Reconnaissance Study Polarconsult Alaska, Inc.      October 2011 – Final Report  H‐6                  This page intentionally blank.  Native Village of Cantwell Jack River Hydroelectric Reconnaissance Study Polarconsult Alaska, Inc. Recorded Stage, (ft, station datum) Temperature Data Date Record Count Daily Min. Daily Max. Daily Mean Corrections to Daily Mean Corrected Daily Mean Air, Mean Daily (F) Water, Mean Daily (F) Measured Flow Notes 11/2/11 13 87.75 88.20 87.91 87.91 32.97 Gauging Station Installed 11/3/11 48 87.70 88.08 87.77 87.77 32.97 63.5 Flow mmt. by D. Brailey 11/4/11 48 87.86 87.97 87.91 87.76 87.76 32.97 start ice affect 11/5/11 48 87.74 87.93 87.82 87.74 87.74 32.97 11/6/11 48 87.82 88.47 87.92 87.72 87.72 32.96 11/7/11 48 87.68 87.88 87.82 87.71 87.71 32.96 11/8/11 48 87.50 87.72 87.64 87.69 87.69 32.97 11/9/11 48 87.49 88.22 87.90 87.68 87.68 32.96 11/10/11 48 87.75 88.27 88.00 87.66 87.66 32.96 11/11/11 48 87.61 87.75 87.68 87.65 87.65 32.97 11/12/11 48 86.62 87.86 87.59 87.63 87.63 32.98 11/13/11 48 86.77 86.83 86.80 87.61 87.61 33.03 11/14/11 48 86.71 86.84 86.74 87.60 87.60 33.00 11/15/11 48 86.84 87.84 87.29 87.58 87.58 32.95 11/16/11 48 87.84 88.33 88.11 87.57 87.57 32.94 11/17/11 48 88.33 88.65 88.51 87.55 87.55 32.94 11/18/11 48 88.09 88.50 88.31 87.54 87.54 32.95 11/19/11 48 87.80 88.09 87.96 87.52 87.52 32.95 11/20/11 48 87.47 87.80 87.61 87.51 87.51 32.95 11/21/11 48 87.44 87.61 87.50 87.49 87.49 32.96 11/22/11 48 87.42 87.50 87.45 87.47 87.47 32.96 end ice affect 11/23/11 48 87.42 87.48 87.46 87.46 32.95 11/24/11 48 87.47 87.60 87.52 87.52 32.96 11/25/11 48 87.51 87.60 87.55 87.55 32.98 11/26/11 48 87.47 87.54 87.49 87.49 32.94 11/27/11 48 87.46 87.50 87.48 87.48 32.94 11/28/11 48 87.38 87.47 87.43 87.43 32.97 11/29/11 48 87.27 87.38 87.32 87.32 32.97 11/30/11 48 87.27 87.34 87.30 87.30 32.96 12/1/11 48 87.18 87.30 87.23 87.23 32.97 12/2/11 48 87.07 87.18 87.11 87.11 32.98 12/3/11 48 87.02 87.10 87.06 87.06 32.96 12/4/11 48 86.94 87.14 87.04 87.04 32.99 12/5/11 48 87.12 87.27 87.24 87.24 32.95 12/6/11 48 87.17 87.26 87.21 87.21 32.95 12/7/11 48 87.06 87.19 87.13 87.13 32.97 12/8/11 48 86.95 87.06 87.01 87.01 32.97 12/9/11 48 86.87 86.95 86.91 86.91 32.96 12/10/11 48 86.81 86.89 86.87 86.87 32.94 12/11/11 48 86.85 87.04 86.93 86.88 86.88 32.96 start ice affect 12/12/11 48 86.97 87.20 87.12 86.89 86.89 32.94 12/13/11 48 87.20 88.40 87.73 86.90 86.90 32.92 12/14/11 48 88.40 88.71 88.61 86.90 86.90 32.90 12/15/11 48 88.07 88.69 88.52 86.91 86.91 32.91 12/16/11 48 87.33 88.07 87.57 86.92 86.92 32.94 12/17/11 48 87.12 87.33 87.24 86.93 86.93 32.94 12/18/11 48 87.04 87.17 87.09 86.94 86.94 32.94 12/19/11 48 86.98 87.06 87.03 86.94 86.94 32.95 12/20/11 48 86.90 86.99 86.94 86.95 86.95 32.96 12/21/11 48 86.85 86.93 86.89 86.96 86.96 32.94 end ice affect 12/22/11 48 86.87 87.03 86.97 86.97 32.94 12/23/11 48 87.01 87.46 87.14 86.95 86.95 32.93 start ice affect 12/24/11 48 87.46 88.99 88.21 86.94 86.94 32.90 12/25/11 48 88.89 89.17 89.06 86.92 86.92 32.89 March 2013 ‐ Final Report Appendix H ‐ Page H‐1 Native Village of Cantwell Jack River Hydroelectric Reconnaissance Study Polarconsult Alaska, Inc. Recorded Stage, (ft, station datum) Temperature Data Date Record Count Daily Min. Daily Max. Daily Mean Corrections to Daily Mean Corrected Daily Mean Air, Mean Daily (F) Water, Mean Daily (F) Measured Flow Notes 12/26/11 48 89.17 89.44 89.35 86.91 86.91 32.89 12/27/11 48 89.23 89.41 89.29 86.89 86.89 32.89 12/28/11 48 89.07 89.23 89.15 86.88 86.88 32.90 12/29/11 19 89.04 89.09 89.07 86.86 86.86 32.87 12/30/11 5 88.01 89.04 88.74 86.85 86.85 32.90 12/31/11 4 87.97 88.98 88.64 86.83 86.83 32.88 1/1/12 3 87.95 88.90 88.38 86.82 86.82 32.93 1/2/12 2 87.90 88.32 88.05 86.80 86.80 32.95 1/3/12 1 87.67 87.90 87.78 86.79 86.79 32.92 1/4/12 45 87.38 87.67 87.53 86.77 86.77 32.92 1/5/12 48 87.17 87.38 87.27 86.76 86.76 32.93 1/6/12 48 87.04 87.17 87.11 86.74 86.74 32.92 1/7/12 48 86.95 87.04 87.00 86.73 86.73 32.93 1/8/12 48 86.85 86.96 86.90 86.71 86.71 32.92 1/9/12 48 86.78 86.87 86.85 86.70 86.70 32.91 1/10/12 48 86.75 86.85 86.80 86.68 86.68 32.92 1/11/12 48 86.74 86.78 86.76 86.67 86.67 32.92 1/12/12 48 86.72 86.79 86.75 86.65 86.65 32.93 1/13/12 48 86.71 86.74 86.72 86.64 86.64 32.94 1/14/12 48 86.68 86.73 86.71 86.62 86.62 32.92 1/15/12 48 86.63 86.69 86.66 86.60 86.60 32.92 1/16/12 48 86.60 86.63 86.61 86.59 86.59 32.93 1/17/12 48 86.56 86.60 86.58 86.57 86.57 32.94 1/18/12 48 86.54 86.56 86.55 86.56 86.56 32.94 1/19/12 48 86.52 86.54 86.53 86.54 86.54 32.95 1/20/12 48 86.49 86.52 86.51 86.53 86.53 32.93 1/21/12 48 86.50 86.53 86.52 86.51 86.51 32.93 end ice affect 1/22/12 48 86.49 86.51 86.50 86.50 32.92 1/23/12 48 86.48 86.50 86.49 86.49 32.90 1/24/12 3 86.47 86.49 86.48 86.48 32.92 1/25/12 45 86.46 86.47 86.46 86.46 32.92 1/26/12 48 86.45 86.46 86.45 86.45 32.91 1/27/12 48 86.44 86.45 86.44 86.44 32.92 1/28/12 48 86.43 86.44 86.44 86.44 32.92 1/29/12 48 86.43 86.44 86.44 86.44 32.92 1/30/12 48 86.43 86.45 86.44 86.44 32.93 1/31/12 48 86.44 86.45 86.44 86.44 32.92 2/1/12 48 86.42 86.45 86.44 86.44 32.92 2/2/12 48 86.42 86.43 86.43 86.43 32.93 2/3/12 48 86.42 86.44 86.43 86.43 32.92 2/4/12 48 86.41 86.42 86.41 86.41 32.92 2/5/12 48 86.39 86.42 86.41 86.41 32.91 2/6/12 48 86.39 86.42 86.40 86.40 32.92 2/7/12 48 86.39 86.42 86.40 86.40 32.91 2/8/12 48 86.34 86.40 86.38 86.38 32.93 2/9/12 48 86.35 86.39 86.38 86.38 32.93 2/10/12 48 86.36 86.37 86.37 86.37 32.92 2/11/12 48 86.34 86.36 86.35 86.35 32.92 2/12/12 48 86.33 86.36 86.34 86.34 32.94 2/13/12 48 86.32 86.34 86.33 86.33 32.94 2/14/12 48 86.32 86.35 86.34 86.34 32.93 2/15/12 48 86.29 86.34 86.32 86.32 32.91 2/16/12 48 86.29 86.34 86.31 86.31 32.89 2/17/12 48 86.26 86.41 86.31 86.31 32.89 March 2013 ‐ Final Report Appendix H ‐ Page H‐2 Native Village of Cantwell Jack River Hydroelectric Reconnaissance Study Polarconsult Alaska, Inc. Recorded Stage, (ft, station datum) Temperature Data Date Record Count Daily Min. Daily Max. Daily Mean Corrections to Daily Mean Corrected Daily Mean Air, Mean Daily (F) Water, Mean Daily (F) Measured Flow Notes 2/18/12 48 86.41 87.01 86.65 86.31 86.31 32.90 start sensor freeze anomaly 2/19/12 48 87.01 87.95 87.45 86.30 86.30 32.87 2/20/12 48 87.71 89.74 88.61 86.29 86.29 32.83 2/21/12 48 89.34 93.18 91.35 86.29 86.29 32.77 2/22/12 48 93.18 97.65 95.64 86.28 86.28 32.71 2/23/12 48 97.20 99.07 98.24 86.27 86.27 32.68 2/24/12 48 98.11 99.34 98.78 86.27 86.27 32.65 2/25/12 48 96.13 98.11 97.33 86.26 86.26 32.65 2/26/12 48 94.48 96.13 95.17 86.25 86.25 32.63 2/27/12 48 93.52 94.48 94.03 86.25 86.25 32.62 2/28/12 48 92.75 93.60 93.07 86.24 86.24 32.61 2/29/12 48 91.77 92.75 92.25 86.23 86.23 32.59 3/1/12 48 90.89 91.77 91.34 86.23 86.23 32.58 3/2/12 48 90.13 90.89 90.52 86.22 86.22 32.56 3/3/12 48 89.77 92.46 91.18 86.21 86.21 32.54 3/4/12 48 92.19 92.60 92.46 86.21 86.21 32.48 3/5/12 48 91.64 92.19 91.88 86.20 86.20 32.47 3/6/12 48 91.17 91.64 91.39 86.19 86.19 32.45 3/7/12 48 90.72 91.17 90.92 86.19 86.19 32.43 3/8/12 48 90.49 90.72 90.58 86.18 86.18 32.42 3/9/12 48 88.24 90.50 89.80 86.17 86.17 32.40 3/10/12 48 84.70 88.24 86.40 86.17 86.17 32.42 3/11/12 48 82.05 84.70 83.35 86.16 86.16 32.48 3/12/12 48 79.90 82.05 80.90 86.15 86.15 32.54 3/13/12 48 78.10 79.90 78.99 86.15 86.15 32.58 3/14/12 48 77.33 84.05 81.07 86.14 86.14 32.77 PTT failure due to freeze damage. 3/15/12 48 84.05 84.05 84.05 86.13 86.13 33.20 3/16/12 48 84.05 84.05 84.05 86.13 86.13 33.63 3/17/12 48 84.05 84.05 84.05 86.12 86.12 34.02 3/18/12 48 84.05 84.05 84.05 86.11 86.11 34.44 3/19/12 32 84.05 84.05 84.05 86.11 86.11 34.77 3/20/12 21 84.08 84.09 84.08 86.10 86.10 52.00 3/21/12 48 84.06 84.09 84.09 86.09 86.09 34.07 Air temperature sensor enabled. New PTT in air. 3/22/12 48 84.06 84.10 84.09 86.09 86.09 36.31 3/23/12 48 84.08 84.09 84.09 86.08 86.08 43.17 3/24/12 48 84.08 84.09 84.09 86.07 86.07 45.88 3/25/12 48 84.08 84.09 84.09 86.07 86.07 45.85 3/26/12 48 84.05 84.22 84.09 86.06 86.06 43.51 3/27/12 48 84.06 87.49 84.77 86.05 86.05 51.43 29.6 Flow mmt. by D. Brailey 3/28/12 48 84.06 84.09 84.07 86.05 86.05 39.78 3/29/12 48 84.06 84.09 84.08 86.04 86.04 31.75 3/30/12 48 84.05 84.12 84.08 86.03 86.03 36.77 3/31/12 48 84.07 84.09 84.08 86.03 86.03 34.94 4/1/12 48 84.06 84.10 84.08 86.02 86.02 41.47 4/2/12 48 84.06 84.09 84.08 86.01 86.01 25.27 4/3/12 48 84.07 84.10 84.08 86.01 86.01 26.78 4/4/12 48 84.06 84.09 84.08 86.00 86.00 26.77 4/5/12 48 84.06 84.09 84.08 85.99 85.99 38.19 4/6/12 48 84.04 84.09 84.08 85.99 85.99 41.29 4/7/12 48 84.05 84.09 84.08 85.98 85.98 38.39 4/8/12 48 84.06 84.09 84.08 85.97 85.97 36.58 4/9/12 48 84.06 84.09 84.08 85.97 85.97 34.37 March 2013 ‐ Final Report Appendix H ‐ Page H‐3 Native Village of Cantwell Jack River Hydroelectric Reconnaissance Study Polarconsult Alaska, Inc. Recorded Stage, (ft, station datum) Temperature Data Date Record Count Daily Min. Daily Max. Daily Mean Corrections to Daily Mean Corrected Daily Mean Air, Mean Daily (F) Water, Mean Daily (F) Measured Flow Notes 4/10/12 48 84.06 84.09 84.08 85.96 85.96 32.94 4/11/12 48 84.06 84.09 84.08 85.95 85.95 37.21 4/12/12 48 84.06 84.09 84.08 85.95 85.95 41.85 4/13/12 48 84.05 84.09 84.08 85.94 85.94 50.59 4/14/12 48 84.06 84.09 84.08 85.93 85.93 46.48 4/15/12 48 84.06 84.10 84.08 85.93 85.93 49.76 4/16/12 48 84.06 84.09 84.08 85.92 85.92 50.35 4/17/12 48 84.06 84.09 84.08 85.91 85.91 47.96 4/18/12 48 84.06 84.09 84.08 85.91 85.91 45.27 4/19/12 48 84.06 84.09 84.08 85.90 85.90 51.90 4/20/12 48 84.05 84.09 84.08 85.89 85.89 49.96 4/21/12 48 84.05 84.09 84.08 85.89 85.89 45.44 4/22/12 48 84.05 84.10 84.08 85.88 85.88 49.00 4/23/12 48 84.06 84.09 84.08 85.87 85.87 46.77 4/24/12 48 84.05 84.09 84.08 85.87 85.87 45.93 4/25/12 48 84.06 84.09 84.08 85.86 85.86 48.72 4/26/12 48 84.06 84.09 84.08 85.85 85.85 48.64 4/27/12 48 84.06 84.09 84.08 85.85 85.85 48.18 4/28/12 48 84.07 84.68 84.27 85.84 85.84 44.17 4/29/12 48 84.07 84.41 84.24 85.83 85.83 49.48 4/30/12 48 84.08 84.24 84.10 85.83 85.83 41.85 5/1/12 48 84.09 84.10 84.09 85.82 85.82 29.49 5/2/12 48 84.08 84.10 84.09 85.81 85.81 34.45 5/3/12 48 84.07 84.10 84.08 85.81 85.81 33.61 5/4/12 48 84.07 84.10 84.09 85.80 85.80 42.33 5/5/12 48 84.08 84.11 84.09 85.79 85.79 44.70 5/6/12 48 84.08 84.10 84.09 85.79 85.79 44.29 5/7/12 48 84.07 84.10 84.09 85.78 85.78 47.96 5/8/12 48 84.08 84.10 84.09 85.77 85.77 45.72 5/9/12 48 84.08 84.10 84.09 85.77 85.77 43.02 5/10/12 48 84.08 84.10 84.09 85.76 85.76 44.04 5/11/12 48 84.07 84.11 84.09 85.75 85.75 43.65 5/12/12 48 84.08 84.10 84.09 85.75 85.75 37.83 5/13/12 48 84.08 84.10 84.09 86.05 86.05 46.21 assumed start of melt 5/14/12 48 84.08 84.11 84.09 86.35 86.35 48.18 5/15/12 48 84.08 84.10 84.09 86.65 86.65 46.17 5/16/12 48 84.08 84.10 84.09 86.95 86.95 50.05 5/17/12 48 84.08 84.10 84.09 87.26 87.26 52.57 5/18/12 48 84.08 84.12 84.09 87.56 87.56 54.64 5/19/12 48 84.08 84.11 84.09 87.86 87.86 53.62 5/20/12 48 84.06 88.19 86.06 88.16 88.16 52.62 end sensor freeze gap 5/21/12 48 88.09 88.32 88.16 88.16 55.87 37.64 PTT deployed into well. 5/22/12 48 88.21 88.40 88.28 88.28 53.91 38.28 5/23/12 48 88.33 88.65 88.42 88.42 55.61 38.31 5/24/12 48 88.62 89.00 88.77 88.77 55.20 38.15 5/25/12 48 88.97 89.60 89.21 89.21 51.45 36.97 5/26/12 48 89.42 89.61 89.51 89.51 50.72 36.74 5/27/12 48 89.54 89.96 89.78 89.78 46.58 36.48 5/28/12 48 89.78 90.00 89.88 89.88 51.48 37.32 5/29/12 48 89.72 90.00 89.84 89.84 49.89 37.40 5/30/12 48 89.53 89.75 89.60 89.60 54.77 38.49 5/31/12 48 89.47 89.63 89.54 89.54 51.31 38.59 6/1/12 48 89.46 89.57 89.52 89.52 45.29 37.74 end rating curve 1 6/2/12 48 89.50 90.24 89.82 89.82 54.26 38.38 est calc flow March 2013 ‐ Final Report Appendix H ‐ Page H‐4 Native Village of Cantwell Jack River Hydroelectric Reconnaissance Study Polarconsult Alaska, Inc. Recorded Stage, (ft, station datum) Temperature Data Date Record Count Daily Min. Daily Max. Daily Mean Corrections to Daily Mean Corrected Daily Mean Air, Mean Daily (F) Water, Mean Daily (F) Measured Flow Notes 6/3/12 48 90.18 90.37 90.26 90.26 51.71 37.81 est calc flow 6/4/12 48 90.28 90.75 90.40 90.40 54.19 38.72 start rating curve 2 6/5/12 48 90.64 91.39 91.03 91.03 60.89 38.83 6/6/12 48 91.08 91.41 91.22 91.22 50.98 37.76 6/7/12 48 91.05 91.29 91.17 91.17 57.61 38.79 6/8/12 48 91.21 91.60 91.30 91.30 55.31 38.98 6/9/12 48 91.07 91.78 91.46 91.46 50.73 37.58 6/10/12 48 90.81 91.09 90.92 90.92 58.06 37.76 6/11/12 48 90.95 91.14 91.04 91.04 49.38 38.34 6/12/12 48 90.94 91.38 91.17 91.17 43.58 37.84 6/13/12 48 90.80 91.36 91.13 91.13 53.96 37.55 6/14/12 48 90.57 90.94 90.71 90.71 57.05 39.15 6/15/12 48 90.69 90.93 90.79 90.79 54.62 39.77 6/16/12 48 90.62 91.00 90.79 90.79 54.85 39.16 6/17/12 48 90.61 90.93 90.69 90.69 58.78 39.85 6/18/12 48 90.71 91.00 90.86 90.86 58.82 39.88 6/19/12 48 90.84 91.05 90.94 90.94 61.20 40.56 6/20/12 48 90.87 91.12 90.98 90.98 65.25 40.90 6/21/12 48 90.88 91.12 91.00 91.00 63.78 41.61 6/22/12 48 90.85 91.08 90.96 90.96 64.68 41.99 6/23/12 48 90.87 91.02 90.95 90.95 71.04 42.01 6/24/12 48 90.81 91.01 90.90 90.90 66.61 43.03 6/25/12 48 90.70 90.87 90.78 90.78 55.82 42.51 6/26/12 48 90.66 90.77 90.72 90.72 54.49 41.37 6/27/12 48 90.56 90.74 90.64 90.64 52.79 40.42 6/28/12 48 90.50 90.58 90.55 90.55 51.43 40.72 6/29/12 48 90.44 90.53 90.49 90.49 59.55 41.36 6/30/12 48 90.42 90.55 90.48 90.48 57.39 42.81 7/1/12 48 90.42 90.50 90.45 90.45 56.26 43.34 7/2/12 48 90.38 90.48 90.43 90.43 60.47 43.68 7/3/12 48 90.39 90.51 90.46 90.46 51.74 43.99 7/4/12 48 90.30 90.41 90.36 90.36 51.49 42.09 7/5/12 48 90.23 90.32 90.27 90.27 58.03 42.25 7/6/12 48 90.17 90.25 90.21 90.21 62.17 42.85 7/7/12 48 90.18 90.25 90.23 90.23 53.70 44.29 7/8/12 48 90.24 90.35 90.30 90.30 50.55 42.93 7/9/12 48 90.18 90.27 90.22 90.22 55.48 41.59 7/10/12 48 90.14 90.19 90.16 90.16 46.44 42.01 7/11/12 48 90.09 90.17 90.13 90.13 54.98 41.68 7/12/12 48 90.06 90.11 90.09 90.09 50.58 42.65 7/13/12 48 90.04 90.08 90.06 90.06 52.45 42.16 7/14/12 48 90.01 90.05 90.04 90.04 53.02 42.56 7/15/12 48 89.99 90.02 90.01 90.01 50.73 42.65 7/16/12 48 89.97 90.01 89.99 89.99 53.67 42.74 7/17/12 48 89.95 89.99 89.97 89.97 59.84 43.61 7/18/12 48 89.93 89.97 89.95 89.95 59.80 44.11 7/19/12 48 89.92 89.95 89.93 89.93 63.24 45.21 7/20/12 48 89.93 90.13 90.06 90.06 57.67 45.91 7/21/12 48 90.04 90.18 90.10 90.10 52.84 44.56 7/22/12 48 90.17 90.38 90.30 90.30 56.35 44.23 7/23/12 48 90.38 90.61 90.53 90.53 52.37 43.86 600 Partial flow mmt, partial estimate by J. Groves 7/24/12 48 90.33 90.50 90.41 90.41 56.74 42.62 7/25/12 48 90.24 90.35 90.29 90.29 62.20 43.34 March 2013 ‐ Final Report Appendix H ‐ Page H‐5 Native Village of Cantwell Jack River Hydroelectric Reconnaissance Study Polarconsult Alaska, Inc. Recorded Stage, (ft, station datum) Temperature Data Date Record Count Daily Min. Daily Max. Daily Mean Corrections to Daily Mean Corrected Daily Mean Air, Mean Daily (F) Water, Mean Daily (F) Measured Flow Notes 7/26/12 48 90.17 90.26 90.21 90.21 65.44 44.73 7/27/12 48 90.11 90.19 90.15 90.15 66.61 45.47 7/28/12 48 90.07 90.13 90.10 90.10 63.49 46.04 7/29/12 48 90.05 90.09 90.07 90.07 57.21 46.89 7/30/12 48 90.01 90.06 90.03 90.03 53.31 44.94 7/31/12 48 89.97 90.01 89.99 89.99 58.05 43.91 8/1/12 48 89.95 89.98 89.96 89.96 49.58 44.54 8/2/12 48 89.94 90.02 89.97 89.97 47.94 43.47 8/3/12 48 89.97 90.03 90.00 90.00 48.17 42.63 8/4/12 48 89.96 90.00 89.97 89.97 47.67 42.99 8/5/12 48 89.96 90.01 89.99 89.99 54.95 42.64 8/6/12 48 89.94 89.98 89.96 89.96 56.45 43.06 8/7/12 48 89.90 89.94 89.93 89.93 57.74 43.95 8/8/12 48 89.89 89.92 89.91 89.91 55.66 43.94 8/9/12 48 89.87 89.91 89.89 89.89 62.63 44.11 8/10/12 48 89.89 89.94 89.91 89.91 58.97 45.56 8/11/12 48 89.89 89.92 89.90 89.90 60.04 45.29 8/12/12 48 89.87 89.90 89.88 89.88 65.37 45.73 8/13/12 48 89.85 89.87 89.87 89.87 60.75 45.83 8/14/12 48 89.84 89.87 89.85 89.85 64.15 46.06 8/15/12 48 89.82 89.85 89.84 89.84 58.82 46.30 8/16/12 48 89.82 89.84 89.83 89.83 56.64 46.08 8/17/12 48 89.80 89.83 89.82 89.82 51.82 44.49 8/18/12 48 89.80 89.82 89.81 89.81 50.40 44.29 8/19/12 48 89.81 89.83 89.82 89.82 49.15 43.59 8/20/12 48 89.82 89.94 89.86 89.86 48.01 43.62 8/21/12 48 89.92 89.98 89.95 89.95 57.90 43.42 8/22/12 48 89.88 89.92 89.90 89.90 55.99 42.54 8/23/12 48 89.87 89.89 89.88 89.88 47.18 43.50 8/24/12 48 89.85 89.88 89.87 89.87 47.51 42.80 8/25/12 48 89.85 89.87 89.86 89.86 52.66 42.65 8/26/12 48 89.85 89.96 89.88 89.88 46.36 43.40 8/27/12 48 89.96 90.18 90.11 90.11 48.74 42.37 8/28/12 48 90.04 90.13 90.09 90.09 49.31 41.11 8/29/12 48 90.00 90.05 90.02 90.02 47.98 40.76 8/30/12 48 89.97 90.01 89.99 89.99 51.92 42.00 8/31/12 48 89.98 90.04 90.02 90.02 45.83 42.49 9/1/12 48 90.03 90.07 90.05 90.05 45.15 41.85 9/2/12 48 90.07 90.14 90.11 90.11 45.96 41.65 9/3/12 48 90.13 90.20 90.15 90.15 45.09 41.29 9/4/12 48 90.20 90.32 90.26 90.26 43.78 40.98 9/5/12 48 90.32 90.39 90.36 90.36 40.02 40.07 9/6/12 48 90.35 90.41 90.38 90.38 41.59 39.58 9/7/12 48 90.29 90.37 90.33 90.33 40.60 39.06 9/8/12 48 90.24 90.32 90.28 90.28 41.22 38.59 9/9/12 48 90.18 90.24 90.21 90.21 41.79 38.23 9/10/12 48 90.12 90.20 90.15 90.15 42.53 37.93 9/11/12 48 90.07 90.13 90.10 90.10 41.13 37.39 9/12/12 48 90.03 90.08 90.05 90.05 46.26 37.80 9/13/12 48 89.98 90.04 90.01 90.01 43.72 38.97 9/14/12 48 89.95 89.99 89.97 89.97 40.15 38.66 9/15/12 48 89.95 90.03 89.98 89.98 40.13 38.52 9/16/12 48 90.03 90.41 90.18 90.18 40.27 38.86 9/17/12 48 90.35 90.43 90.39 90.39 39.32 38.24 March 2013 ‐ Final Report Appendix H ‐ Page H‐6 Native Village of Cantwell Jack River Hydroelectric Reconnaissance Study Polarconsult Alaska, Inc. Recorded Stage, (ft, station datum) Temperature Data Date Record Count Daily Min. Daily Max. Daily Mean Corrections to Daily Mean Corrected Daily Mean Air, Mean Daily (F) Water, Mean Daily (F) Measured Flow Notes 9/18/12 48 90.30 90.36 90.33 90.33 37.22 37.39 9/19/12 48 90.28 90.74 90.38 90.38 38.06 37.42 9/20/12 48 90.74 91.75 91.25 91.25 43.28 37.61 End rating curve 2. 9/21/12 48 91.13 92.44 91.80 91.80 51.88 37.67 No rating curve. 9/22/12 48 91.07 91.29 91.18 91.18 57.45 37.93 9/23/12 48 90.77 91.25 90.97 90.97 47.51 37.97 9/24/12 48 90.18 90.77 90.47 90.47 39.87 38.36 9/25/12 48 89.76 90.18 89.96 89.96 47.57 38.58 9/26/12 48 89.48 89.76 89.60 89.60 46.74 38.30 9/27/12 48 89.27 89.48 89.37 89.37 44.50 38.06 9/28/12 48 89.14 89.27 89.20 89.20 40.46 37.87 9/29/12 48 88.99 89.14 89.06 89.06 33.98 37.69 9/30/12 48 88.89 88.99 88.92 88.92 34.29 37.47 10/1/12 48 88.77 89.00 88.89 88.89 29.47 36.81 10/2/12 48 88.74 88.90 88.81 88.81 33.86 35.75 10/3/12 48 88.67 88.79 88.71 88.71 37.55 34.82 10/4/12 48 88.70 88.80 88.75 88.75 40.90 34.74 10/5/12 48 88.67 88.85 88.72 88.72 41.64 35.25 10/6/12 48 88.67 88.74 88.71 88.71 37.84 36.11 10/7/12 48 88.58 88.69 88.61 88.61 37.91 36.74 10/8/12 48 88.55 88.58 88.57 88.57 38.52 36.88 10/9/12 48 88.49 88.55 88.52 88.52 37.73 36.90 10/10/12 48 88.43 88.49 88.46 88.46 31.79 36.88 10/11/12 48 88.43 88.61 88.54 88.54 26.72 36.43 10/12/12 48 88.41 88.54 88.46 88.46 22.72 35.25 10/13/12 48 88.30 88.45 88.36 88.36 20.37 33.86 10/14/12 48 88.33 88.64 88.42 88.42 26.15 32.83 10/15/12 48 88.32 88.58 88.43 88.43 21.50 32.31 10/16/12 48 88.30 88.48 88.41 88.41 19.11 32.11 10/17/12 48 88.24 88.48 88.35 88.35 21.68 31.92 10/18/12 48 88.14 88.37 88.23 88.23 19.89 31.78 10/19/12 48 88.13 88.34 88.20 88.20 22.20 31.67 10/20/12 48 88.10 88.23 88.16 88.16 20.53 31.61 10/21/12 48 88.09 88.30 88.19 88.19 9.06 31.59 10/22/12 48 88.18 88.29 88.22 88.22 8.95 31.58 Start suspected ice affect. 10/23/12 48 88.22 88.50 88.37 88.37 2.98 31.56 10/24/12 48 88.47 88.87 88.67 88.67 4.82 31.54 10/25/12 48 88.67 88.96 88.83 88.83 11.76 31.50 10/26/12 48 88.54 88.76 88.65 88.65 15.60 31.50 10/27/12 48 88.38 88.59 88.45 88.45 13.56 31.56 10/28/12 48 88.34 88.45 88.41 88.41 19.36 31.57 10/29/12 48 88.24 88.37 88.31 88.31 18.41 31.54 End suspected ice affect. 10/30/12 48 88.08 88.29 88.16 88.16 15.96 31.55 Subsequent records not reviewed for suspected ice affect. 10/31/12 48 88.27 88.91 88.69 88.69 11.80 31.52 11/1/12 48 88.90 89.51 89.23 89.23 0.82 31.46 11/2/12 48 89.51 89.83 89.72 89.72 6.09 31.41 11/3/12 48 89.40 89.62 89.49 89.49 10.35 31.40 11/4/12 48 89.58 89.92 89.71 89.71 8.03 31.38 11/5/12 48 89.92 90.46 90.17 90.17 5.09 31.37 11/6/12 48 90.34 90.72 90.54 90.54 -1.69 31.36 11/7/12 48 90.72 90.99 90.84 90.84 -3.05 31.35 11/8/12 48 90.93 91.30 91.15 91.15 3.67 31.33 March 2013 ‐ Final Report Appendix H ‐ Page H‐7 Native Village of Cantwell Jack River Hydroelectric Reconnaissance Study Polarconsult Alaska, Inc. Recorded Stage, (ft, station datum) Temperature Data Date Record Count Daily Min. Daily Max. Daily Mean Corrections to Daily Mean Corrected Daily Mean Air, Mean Daily (F) Water, Mean Daily (F) Measured Flow Notes 11/9/12 48 91.15 91.32 91.27 91.27 17.85 31.32 11/10/12 48 90.93 91.15 91.03 91.03 25.89 31.33 11/11/12 48 90.71 90.96 90.81 90.81 20.23 31.33 11/12/12 48 90.67 90.80 90.73 90.73 1.47 31.34 11/13/12 48 90.44 90.70 90.58 90.58 3.87 31.34 11/14/12 48 90.59 90.86 90.73 90.73 17.30 31.32 11/15/12 48 90.43 90.79 90.61 90.61 11.22 31.32 11/16/12 48 90.06 90.43 90.27 90.27 4.81 31.32 11/17/12 48 90.03 90.13 90.08 90.08 -11.35 31.33 11/18/12 48 90.01 90.13 90.07 90.07 -11.52 31.31 11/19/12 48 90.01 90.03 90.02 90.02 -16.51 31.28 11/20/12 48 89.90 90.02 89.97 89.97 -15.79 31.29 11/21/12 48 89.64 89.95 89.80 89.80 -17.64 31.28 11/22/12 48 89.23 89.64 89.43 89.43 -11.46 31.29 11/23/12 48 89.07 89.23 89.14 89.14 -10.39 31.29 11/24/12 48 88.88 89.10 89.05 89.05 -8.37 31.30 11/25/12 48 88.94 89.16 89.04 89.04 -7.76 31.28 11/26/12 48 88.76 88.94 88.86 88.86 -5.01 31.29 11/27/12 48 88.51 88.76 88.65 88.65 -6.67 31.29 11/28/12 48 88.43 88.54 88.51 88.51 -13.67 31.29 11/29/12 48 88.17 88.48 88.34 88.34 -1.40 31.31 11/30/12 48 88.04 88.18 88.11 88.11 -12.77 31.31 12/1/12 48 87.91 88.04 87.96 87.96 -15.99 31.32 12/2/12 48 87.78 87.92 87.85 87.85 0.81 31.33 12/3/12 48 87.68 87.90 87.77 87.77 -9.07 31.33 12/4/12 48 87.64 87.79 87.71 87.71 -26.14 31.32 12/5/12 48 87.43 87.64 87.54 87.54 -19.58 31.34 12/6/12 48 87.36 87.43 87.38 87.38 -16.97 31.35 12/7/12 48 87.38 87.42 87.40 87.40 -13.74 31.35 12/8/12 48 87.23 87.38 87.30 87.30 -3.22 31.35 12/9/12 48 87.22 87.24 87.23 87.23 13.56 31.34 12/10/12 48 87.21 87.22 87.22 87.22 18.42 31.34 12/11/12 48 87.22 87.24 87.23 87.23 15.95 31.34 12/12/12 48 87.24 87.24 87.24 87.24 18.62 31.33 12/13/12 48 87.23 87.27 87.25 87.25 16.89 31.33 12/14/12 48 87.21 87.26 87.24 87.24 -0.05 31.33 12/15/12 48 87.10 87.22 87.16 87.16 -6.21 31.34 12/16/12 48 87.07 87.11 87.08 87.08 -0.01 31.31 12/17/12 48 87.01 87.07 87.04 87.04 -18.57 31.31 12/18/12 48 86.98 87.03 87.00 87.00 -12.42 31.32 12/19/12 48 86.94 86.98 86.96 86.96 -3.37 31.32 12/20/12 48 86.91 86.97 86.93 86.93 -1.55 31.34 12/21/12 48 86.88 86.91 86.89 86.89 -22.51 31.29 12/22/12 48 86.83 86.88 86.86 86.86 -18.65 31.30 12/23/12 48 86.81 86.84 86.83 86.83 -15.10 31.31 12/24/12 48 86.81 86.85 86.83 86.83 -5.01 31.31 12/25/12 48 86.79 86.82 86.81 86.81 19.01 31.31 12/26/12 48 86.80 86.81 86.81 86.81 20.91 31.29 12/27/12 48 86.77 86.80 86.79 86.79 21.06 31.30 12/28/12 48 86.73 86.77 86.75 86.75 18.05 31.31 12/29/12 48 86.73 87.11 86.90 86.90 29.81 31.31 12/30/12 48 86.78 86.93 86.84 86.84 37.06 31.30 12/31/12 48 86.70 86.78 86.74 86.74 27.68 31.32 1/1/13 48 86.67 86.70 86.69 86.69 33.51 31.30 March 2013 ‐ Final Report Appendix H ‐ Page H‐8 Native Village of Cantwell Jack River Hydroelectric Reconnaissance Study Polarconsult Alaska, Inc. Recorded Stage, (ft, station datum) Temperature Data Date Record Count Daily Min. Daily Max. Daily Mean Corrections to Daily Mean Corrected Daily Mean Air, Mean Daily (F) Water, Mean Daily (F) Measured Flow Notes 1/2/13 48 86.63 86.70 86.66 86.66 23.76 31.30 1/3/13 48 86.57 86.63 86.60 86.60 26.61 31.31 1/4/13 48 86.55 86.58 86.56 86.56 19.20 31.32 1/5/13 48 86.53 86.55 86.54 86.54 22.85 31.32 1/6/13 48 86.51 86.53 86.52 86.52 23.75 31.33 1/7/13 48 86.47 86.51 86.49 86.49 16.23 31.33 1/8/13 48 86.43 86.47 86.44 86.44 -0.32 31.29 1/9/13 48 86.40 86.43 86.41 86.41 2.28 31.31 1/10/13 48 86.42 86.51 86.45 86.45 14.31 31.31 1/11/13 48 86.46 86.51 86.48 86.48 18.39 31.32 1/12/13 48 86.43 86.47 86.44 86.44 25.16 31.29 1/13/13 48 86.42 86.44 86.43 86.43 31.94 31.30 1/14/13 48 86.41 86.45 86.43 86.43 32.75 31.30 1/15/13 48 86.41 86.46 86.44 86.44 14.92 31.30 1/16/13 48 86.38 86.55 86.44 86.44 8.72 31.31 1/17/13 48 86.33 86.55 86.43 86.43 5.66 31.31 1/18/13 48 86.33 86.62 86.47 86.47 -3.40 31.31 1/19/13 48 86.44 86.73 86.57 86.57 9.78 31.32 1/20/13 48 86.56 86.73 86.65 86.65 17.88 31.31 1/21/13 48 86.42 86.56 86.47 86.47 13.88 31.31 1/22/13 48 86.38 86.53 86.43 86.43 12.51 31.32 1/23/13 48 86.37 86.47 86.42 86.42 10.57 31.31 1/24/13 48 86.35 86.44 86.38 86.38 7.36 31.33 1/25/13 48 86.24 86.37 86.28 86.28 -6.67 31.32 1/26/13 48 86.27 86.40 86.33 86.33 -13.12 31.34 1/27/13 48 86.34 86.45 86.39 86.39 -14.70 31.32 1/28/13 48 86.27 86.34 86.29 86.29 -21.87 31.35 1/29/13 48 86.22 86.31 86.28 86.28 -2.90 31.34 1/30/13 48 86.25 86.30 86.27 86.27 11.00 31.33 1/31/13 48 86.21 86.25 86.23 86.23 25.63 31.32 2/1/13 48 86.16 86.21 86.19 86.19 19.68 31.32 2/2/13 48 86.15 86.31 86.22 86.22 24.80 31.33 2/3/13 48 86.19 86.40 86.25 86.25 29.04 31.32 2/4/13 48 86.24 86.34 86.29 86.29 26.34 31.34 2/5/13 48 86.22 86.34 86.26 86.26 23.51 31.32 2/6/13 48 86.18 86.30 86.22 86.22 10.05 31.31 2/7/13 48 86.16 86.23 86.20 86.20 11.57 31.31 2/8/13 48 86.12 86.44 86.22 86.22 22.14 31.31 2/9/13 48 86.30 86.42 86.35 86.35 27.42 31.32 2/10/13 48 86.22 86.34 86.28 86.28 29.47 31.30 2/11/13 48 86.15 86.22 86.19 86.19 22.63 31.30 2/12/13 48 86.11 86.16 86.14 86.14 15.37 31.31 2/13/13 48 86.08 86.14 86.10 86.10 22.27 31.32 2/14/13 48 86.07 86.12 86.09 86.09 26.06 31.33 2/15/13 48 86.03 86.08 86.07 86.07 18.62 31.32 2/16/13 48 86.00 86.13 86.05 86.05 5.76 31.29 2/17/13 48 86.00 86.19 86.08 86.08 8.08 31.29 2/18/13 48 85.95 86.08 86.00 86.00 -0.59 31.31 2/19/13 48 86.07 86.26 86.15 86.15 -9.20 31.31 2/20/13 48 86.21 86.28 86.25 86.25 4.35 31.28 2/21/13 48 86.10 86.21 86.14 86.14 5.26 31.31 2/22/13 48 86.03 86.10 86.06 86.06 9.68 31.29 2/23/13 48 85.98 86.03 86.00 86.00 16.57 31.30 2/24/13 48 85.95 85.98 85.97 85.97 21.01 31.31 March 2013 ‐ Final Report Appendix H ‐ Page H‐9 Native Village of Cantwell Jack River Hydroelectric Reconnaissance Study Polarconsult Alaska, Inc. Recorded Stage, (ft, station datum) Temperature Data Date Record Count Daily Min. Daily Max. Daily Mean Corrections to Daily Mean Corrected Daily Mean Air, Mean Daily (F) Water, Mean Daily (F) Measured Flow Notes 2/25/13 48 85.90 85.96 85.94 85.94 21.48 31.32 2/26/13 48 85.90 85.93 85.92 85.92 13.60 31.32 2/27/13 48 85.87 85.91 85.89 85.89 17.28 31.33 2/28/13 48 85.87 85.90 85.88 85.88 22.95 31.33 3/1/13 48 85.85 85.90 85.87 85.87 24.47 31.34 3/2/13 48 85.85 85.88 85.87 85.87 23.01 31.33 3/3/13 48 85.82 85.92 85.86 85.86 17.20 31.31 3/4/13 48 85.84 85.89 85.86 85.86 19.48 31.31 3/5/13 48 85.82 85.85 85.83 85.83 19.42 31.29 3/6/13 48 85.78 85.84 85.81 85.81 20.39 31.30 3/7/13 46 85.80 86.13 85.99 85.99 26.92 31.32 download for final recon. study report. Station still in working order. March 2013 ‐ Final Report Appendix H ‐ Page H‐10 Native Village of Cantwell  Jack River Hydroelectric Reconnaissance Study Polarconsult Alaska, Inc.    March 2013 – Final Report               APPENDIX I – DRAFT REPORT REVIEW COMMENTS AND RESPONSES      Native Village of Cantwell  Jack River Hydroelectric Reconnaissance Study Polarconsult Alaska, Inc.    March 2013 – Final Report                      This page intentionally blank.    polarconsult alaska, inc. 1503 West 33rd Avenue, Suite 310 Anchorage, Alaska 99503-3638 Phone: (907) 258-2420 FAX: (907) 258-2419 M EMORANDUM 130311-JACKRREPORT_AEACOMMENTS.DOC DATE: March 11, 2013   TO: Gordon Carlson, Project Manager, Native Village of Cantwell  FROM: Joel Groves, Project Manager, Polarconsult   SUBJECT: Response to AEA Review Comments on Jack River Hydroelectric Study and  Summary of Other Major Revisions to Final Report  CC: Final Report Appendix I   The Client Review Draft of the Jack River Hydroelectric Reconnaissance Study Final Report was  provided to the Alaska Energy Authority (AEA) on November 28, 2012.  The AEA provided  comments on January 7, 2013.     AEA comments and Polarconsult responses are summarized below.  As appropriate, AEA’s  comments have been incorporated into the final release of the Jack River Hydroelectric  Reconnaissance Study Final Report, dated March 2013.    AEA Comments Received (Polarconsult responses in BLUE)  1. Page iii: All the schemes considered in the recon study are for storage projects which will  impact resident fish movement through the construction of dams ranging from 40 to 250 feet in  height. The consultant needs to have a general conversation with ADF&G to assess whether  such a project (100‐200 feet high dam) could be permitted by ADF&G without an upstream fish  passage system implemented.   Polarconsult contacted Bill Morris of the Fairbanks ADF&G field office to generally discuss  ADF&G mitigation requirements for the project configurations considered.  ADF&G would  first require baseline fisheries surveys to characterize the existing resident fish populations in  the affected reach of Jack River.  Mitigation measures would then depend on the results of  the surveys.  Generally, AS 16.05.841 ‐ 51 requires that the project either provide for fish  passage  or provide monetary mitigation by funding hatchery operations or lump sum  payment to ADF&G.  In practice, ADF&G attempts to maintain the biological function of the  river and only rarely resorts to payments in‐lieu of on‐site mitigation.  The report narratives  have been revised to include a more detailed discussion of this matter.     2. The proposed hydro sites are in major snow machine corridors of travel and would have  impacts to that use during winter drawdown.   Continued snow machine access to areas upstream of the project can be accommodated by  routing traffic along corridors that are outside of the reservoir inundation zone.  Specific  routes would depend on the hydro project configuration that is selected for development.   Section E.7 in Appendix E has been revised to include a discussion of this topic.  P OLARCONSULT M EMORANDUM    March 11, 2013  Page 2 of 7  3. Provide all field data collected from Jack River flows in appendix of the report, including  river stage data from the data logger located in the Jack River well casing installed for this  study.   Jack River flow measurements are documented in Appendix C of the Draft Report, and stage  data from the well casing data logger at RM 11.34 are documented in Appendix I of the Draft  Report.  These sections are also provided in the Final Report, with data from November 2012  to March 2013 appended to the tables and figures as appropriate.  4. Given the high degree of active stream channel moving around in the wide flood channel of  Jack River, the amount of erodible and weathered material lying on the banks/cliffs of the  proposed reservoirs for the three proposed dam sites and the associated potential for  significant debris load movement during high flow events, it would appear any impoundment  being considered would be at risk for a short life due to infill from sediment transport and  capture. Please comment on this and attempt a high level analysis of the issue.   Reservoir sedimentation is estimated to reduce annual energy output of project  configurations 1A and 1B by 88% once equilibrium sedimentation is reached in 270 to 460  years.  The reservoirs of other project configurations are estimated to reach equilibrium  sedimentation more quickly (10 to 240 years), but sedimentation is estimated to decrease  annual energy output by only 94 to 98% for these configurations.  Reservoir sedimentation is  not expected to effect the economics of any project configurations as presented in this study.    A narrative discussing reservoir sedimentation and providing initial estimates of probable  reservoir life has been added to Appendix D, section D.3. and referenced in the main  narrative of the report.    5. 3.1: Says to see Figure A‐3 to find Windy Creek and Cantwell Creek tributaries. Could not  make these out on Figure A‐3. If possible, Figure A‐3 can be fixed to be made more clear.  Text labels for Windy Creek and Cantwell Creek have been added to Figure A‐3.    6. The basis for a Jack River project is to provide backup should the AIS experience an outage.  Section 3.2.3 mentions past blackouts being caused by avalanches, lightning strikes. On average  how long do these blackouts last? And how often?  Reducing the outage rate in Cantwell is one benefit of the project, but is not the project’s sole  basis.  Other potential benefits are discussed in paragraph two of Section 3.3 of the report,  and include providing long‐term rate relief from GVEA’s increasing electric rates, possible  flood protection by using the project reservoir for flood control, and a potential revenue  source for the Native Village of Cantwell.    GVEA outage data at the Cantwell Substation for 2012 indicates that outage rates in the  Cantwell service area are about 5.3 times higher than for the GVEA system at‐large.  This does  not include outages due to problems on the local distribution system, so actual outage rates  in Cantwell and nearby communities are somewhat higher.  A discussion of outages and  P OLARCONSULT M EMORANDUM    March 11, 2013  Page 3 of 7  outage data has been added to Appendix D, section D.4, and referenced in the main narrative  of the report.      7. Figure A‐3: Difficult to see what arrows are pointing at, especially with outlines of basins all  the same color. Perhaps different colors or line types with a legend would be more clear.  Figure A‐3 has been revised to enhance clarity of the information presented.  8. Page 20 and Page G‐1: All the economic analyses performed for the various options for Jack  River include an $8 M grant, (presumably from AEA’s REF Grant program). Accepting a REF  grant for construction funding requires the grant recipient to become a CPCN regulated by the  RCA. Adjust your narrative so it is consistent with your table information.   The source of grant funding for this project is not limited to the Renewable Energy Fund (REF)  Grant Program.  The ability of the project to obtain grant funds will depend on what state and  federal grant programs exist, whether the project meets specific program eligibility criteria,  and whether the project successfully competes for those grant funds, if and when the project  is ready to pursue construction funding.  If the Native Village of Cantwell diligently advances  the project, this would not occur until 2016 or 2017.    The narrative in Appendix G, Section G.3 has been expanded to clarify the regulatory and  contractual conditions associated with construction grants to IPPs from the REF Grant  Program.  Also, the narrative has been revised to clarify that renewable energy projects  located on the railbelt are only eligible for $4 million in construction grant funding under  current REF program rules.    9. Page 22: Section 4.1.2 – If NVC were to form an independent electric utility, they would also  be responsible to maintain all distribution, metering, billing and other non‐generation related  services of a bonafide utility. This needs to be highlighted in your narrative discussion since it  may not be readily discernible to the lay reader.   The narrative in Section 4.1.2 has been revised to emphasize these and other responsibilities  of a full‐service electric utility.  10. Page 25: Table 4‐1. The Susitna Watana hydro project is expected to come on line in 2024  (not 2022).   Table 4‐1 has been revised to reflect information on the Susitna‐Watana Hydro Project as  presented to the AEA Board of Directors on January 10, 2013.  11. There are two Table 4‐1s.   Table numbering has been corrected.  12. Figure A‐2: There are several portions of unconnected red lines indicating GVEA service  territory boundaries on this map. Verify the boundaries and edit the map as needed.  P OLARCONSULT M EMORANDUM    March 11, 2013  Page 4 of 7  The GVEA service area in the project vicinity includes Township 18 South, Range 7 West.   Areas south and east of this are outside the GVEA service area.  The lighter red lines on Figure  A‐2 were associated with land status boundaries.  Figure A‐2 has been revised to correct this  ambiguity.    13. Report states projects ranging in installed capacity from 1.4‐7.3 MW appear technically  viable – which arrangement is the 1.4 MW project? (Table 3‐3 does not show a 1.4 project)  References to a 1.4 MW project are typographic errors and are meant to read 1.7 MW.  Also,  the installed capacities shown in Table 3‐3 for project configurations 3A, 3B, 3C were  incorrect.  All other information on Table 3‐3 was reviewed and these were the only errors.   All instances of “1.4 MW” in the report tables and narrative were corrected to “1.7 MW”.   The narrative and related tables were also reviewed for related errors and none were found.  14. Tailrace with 150 cfs of flow will greatly affect and alter the pond habitat for Option 1A.  Don’t know if this is a viable option.  This is a valid question for this particular project configuration that is beyond the scope of a  reconnaissance study.  The narrative at Section 3.5.8 has been revised to discuss this matter  in more detail.  15. B‐2: Caption for Photo B‐4 may be incorrect.  The caption for Photograph B‐4 has been corrected.  16. Appears the channel where the stream gage is located is continually shifting causing  discharge curves to be questionable at best for unknown periods of time until measurements  are taken again. Usually gages are placed in portions of streams that are fairly stable, please  comment on the rationale for placing the stream gage at that location and if it is the best  location should the project be advanced.  Three general gauging station sites appropriate for this study were considered along Jack  River.  These sites, and the reason the RM 11.34 site was selected, are discussed below.  1. In the canyon in the vicinity of RM 15.  There are exposed rock outcrops and well‐confined  stream corridors that are likely to be more stable than the selected gauging station at RM  11.34.  This would be a relatively remote installation that would be very difficult to access  for installation, flow measurements, or station maintenance.  This site would most likely  not have cellular or satellite coverage due to the steep canyon terrain, requiring on‐site  data storage and introducing the risk of data loss in the event the station hardware was  destroyed in a flood or landslide.  Consideration of these factors in concert with the  limited funds available for this study precluded use of this site.  2. The selected gauging station.  The site at RM 11.34 is immediately downstream of the  canyon outlet, and is believed to accurately characterize surface flow in Jack River at the  prospective dam sites.  The site is readily accessible, and has cellular coverage for a  telemetered installation.  Active meandering of Jack River was a known risk with this site  P OLARCONSULT M EMORANDUM    March 11, 2013  Page 5 of 7  (hence the decision to house the installation in a steel well casing), and proved to be  worse than anticipated for the 2011‐12 gauging campaign.     3. Gauging stations at either the Parks Highway Bridge (RM 9.51) or the Denali Highway  Bridge (RM 7.21).  Both sites would be readily accessible and would have cellular  coverage.  The primary limitation of these sites is that Jack River traverses two to four  miles of alluvial plain between RM 11.5 (Dam Site #3) and these sites.  A significant  fraction of the surface flow at RM 11.5 may percolate into the alluvial substrate upstream  of RM 9.51 and 7.21, resulting in a potentially significant underestimate of the flow  available for hydropower generation.  This concern led to exclusion of these sites for this  study.    Based on experience from the 2011‐12 stream gauging campaign, future stream gauging  efforts should continue the use of the RM 11.34 site, but budget for frequent flow  measurements through the summer season to recharacterize the site after channel shifting  events.  An alternate approach would be to install a new gauging station at one of the two  downstream bridge sites, and conduct a series of concurrent flow measurements to quantify  differential flow between the downstream gauging station and the prospective dam site(s).    The hardware at the RM 11.34 gauging station remains in working order and can be moved to  a new station location.    A narrative discussing the issues with the existing gauging station and recommended  strategies for future gauging efforts at Jack River has been added to Appendix C as Section  C.2.5.  17. Appendix E: There are two subsections listed as E.3.  Section numbering in Appendix E has been corrected.  18. Some project schemes call for two 60‐inch penstocks. Wouldn’t it be less costly to use a  single, larger penstock?  The reconnaissance‐level analysis of penstock costs indicated that the installed cost of  multiple 60‐inch penstocks may be less than that of a hydraulically‐equivalent larger‐ diameter penstock.  This is principally due to increased cost of shipping.  Two sections of 60‐ inch pipe generally fit on a single flat‐bed trailer, compared with only one section typically  permitted for larger diameter pipe.  This approximately doubles the per‐foot shipping cost for  larger diameter pipe.  Also, providing a separate penstock for each turbine‐generator unit  provides greater operational redundancy and reliability, which may be desirable for the  larger project configurations considered.  This issue would be addressed in the design stage of  the selected project configuration.   This point has been clarified in the report narrative at  Section 3.5.6.  19. B/C ratios for the various projects range between 0.5‐3.0. B/C ratio of 0.5 for a hydro  project is rather low and normally would not be recommended however we understand the  ranges stem from reconnaissance‐level work.  P OLARCONSULT M EMORANDUM    March 11, 2013  Page 6 of 7  The wide range of B/C ratios are a direct result of the quality of data available to perform the  reconnaissance‐level analyses for this study.  Site geology is not well characterized, and  would significantly affect the cost and feasibility of various dam configurations.  Potential  environmental constraints on the project operating regime, the cost and nature of  environmental mitigation requirements, and the resource hydrology are additional factors  that contribute to the to range of B/C ratios.     20. Wholesale purchase of electrical output from a Jack River project by GVEA appears to be  the most accessible market. Based on other alternative energy projects GVEA purchases from  (Delta Wind Farm) GVEA would only purchase power at the average avoided energy cost, which  may be in the range of $0.11‐ $0.13/kWh. Based on this and the estimated cost for the  alternative projects, only if the recommended projects can be built within the “low‐end”  estimates would a Jack River project be feasible.  This is correct.  None of the project configurations considered in this study are economic at  GVEA’s current system average avoided energy costs using the ‘average’ cost estimates.   Other assumptions for costs and purchase rates do indicate that some of the project  configurations at Jack River are economically viable.  This point has been clarified in the  report narratives.    P OLARCONSULT M EMORANDUM    March 11, 2013  Page 7 of 7  OTHER SIGNIFICANT REVISIONS FROM DRAFT REPORT  1. The executive summary, Section 1.1, and Section 5.0 narratives were revised to more clearly  explain the high‐level objectives of a reconnaissance study, and the inherent limitations of the  findings described in the reconnaissance study report.   2. Table 3‐3 was revised to add a row with the estimated inactive reservoir volume for each  project configuration.  3. Table 4‐1 was updated to reflect new estimates on delivered energy costs for LNG trucked  from the North Slope to Fairbanks and for the Susitna‐Watana Hydroelectric Project.  4. The narrative in Section F.1.1 was amended to clarify that until project lands selected by  Ahtna, Inc. or the Native Village of Cantwell are patented out of Federal ownership, a hydro  project occupying these lands may fall under FERC jurisdiction, regardless of other jurisdictional  criteria.