Loading...
HomeMy WebLinkAboutPort Graham Biomass Final AEA10-015 Application Renewable Energy Fund Round 3 Grant Application AEA 10-015 Application Application Forms and Instructions The following forms and instructions are provided to assist you in preparing your application for a Renewable Energy Fund Grant. An electronic version of the Request for Applications (RFA) and the forms are available online at: http://www.akenergyauthority.org/RE_Fund-III.html Grant Application Form GrantApp3.doc Application form in MS Word that includes an outline of information required to submit a complete application. Applicants should use the form to assure all information is provided and attach additional information as required. Application Cost Worksheet Costworksheet3 .doc Summary of Cost information that should be addressed by applicants in preparing their application. Grant Budget Form GrantBudget3.d oc A detailed grant budget that includes a breakdown of costs by milestone and a summary of funds available and requested to complete the work for which funds are being requested. Grant Budget Form Instructions GrantBudgetInst ructions3.pdf Instructions for completing the above grant budget form. • If you are applying for grants for more than one project, provide separate application forms for each project. • Multiple phases for the same project may be submitted as one application. • If you are applying for grant funding for more than one phase of a project, provide milestones and grant budget for completion of each phase. • If some work has already been completed on your project and you are requesting funding for an advanced phase, submit information sufficient to demonstrate that the preceding phases are satisfied and funding for an advanced phase is warranted. • If you have additional information or reports you would like the Authority to consider in reviewing your application, either provide an electronic version of the document with your submission or reference a web link where it can be downloaded or reviewed. REMINDER: • Alaska Energy Authority is subject to the Public Records Act AS 40.25, and materials submitted to the Authority may be subject to disclosure requirements under the act if no statutory exemptions apply. • All applications received will be posted on the Authority web site after final recommendations are made to the legislature. • In accordance with 3 AAC 107.630 (b) Applicants may request trade secrets or proprietary company data be kept confidential subject to review and approval by the Authority. If you want information is to be kept confidential the applicant must: o Request the information be kept confidential. o Clearly identify the information that is the trade secret or proprietary in their application. o Receive concurrence from the Authority that the information will be kept confidential. If the Authority determines it is not confidential it will be treated as a public record in accordance with AS 40.25 or returned to the applicant upon request. Renewable Energy Fund Grant Application Round 3 AEA10-015 Grant Application SECTION 1 – APPLICANT INFORMATION Name (Name of utility, IPP, or government entity submitting proposal) Port Graham Village Council Type of Entity: Federally Recognized Tribe Mailing Address P.O. Box 5510 Port Graham, Alaska 99603 Physical Address Telephone 907-284-2227 Fax 907-284-2222 Email pnormanvc@hotmail.com 1.1 APPLICANT POINT OF CONTACT Name Patrick Norman Title First Chief Mailing Address P.O. Box 5510 Port Graham, Alaska 99603 Telephone 907-284-2227 Fax 907-284-2222 Email pnormanvc@hotmail.com 1.2 APPLICANT MINIMUM REQUIREMENTS Please check as appropriate. If you do not to meet the minimum applicant requirements, your application will be rejected. 1.2.1 As an Applicant, we are: (put an X in the appropriate box) An electric utility holding a certificate of public convenience and necessity under AS 42.05, or An independent power producer in accordance with 3 AAC 107.695 (a) (1), or A local government, or X A governmental entity (which includes tribal councils and housing authorities); Yes or No 1.2.2. Attached to this application is formal approval and endorsement for its project by its board of directors, executive management, or other governing authority. If the applicant is a collaborative grouping, a formal approval from each participant’s governing authority is necessary. (Indicate Yes or No in the box ) Yes or No 1.2.3. As an applicant, we have administrative and financial management systems and follow procurement standards that comply with the standards set forth in the grant agreement. Yes or No 1.2.4. If awarded the grant, we can comply with all terms and conditions of the attached grant form. (Any exceptions should be clearly noted and submitted with the application.) Yes or No 1.2.5 We intend to own and operate any project that may be constructed with grant funds for the benefit of the general public. Renewable Energy Fund Grant Application Round 3 AEA10-015 Grant Application SECTION 2 – PROJECT SUMMARY This is intended to be no more than a 1-2 page overview of your project. 2.1 Project Title – (Provide a 4 to 5 word title for your project) Port Graham Village Council Alternative Energy – Biomass Electric Generation Project  2.2 Project Location – Include the physical location of your project and name(s) of the community or communities that will benefit from your project. Port Graham, Alaska is located on the most southern tip of the Kenai Peninsula, in a region known as  South Central Alaska. Port Graham is located on the southwestern tip of Alaska’s Kenai Peninsula, along  the coast of Kachemak Bay. Port Graham is the second to last village on the peninsula and is located  approximately 25 air miles south of Homer, Alaska.  The closest neighboring village is the Native Village  of Nanwalek that is located 4.5 miles to the west. A state‐owned 1,850 foot by 50‐foot gravel airstrip sits  in the middle of the Port Graham community.  Port Graham community is predominately of Alutiiq heritage where approximately 85% of the residents  are Alaskan native. One hundred thirty‐four (134) Sugpiaq people reside in the Native Village of Port  Graham overlooking Cook Inlet. Port Graham Village Council is the federally recognized Alaska Native  tribal council. The council and the community that is administered by the council desire to maintain  their cultural identity and ties. Many members participate in traditional hunting and gathering methods  while observing cultural traditions.  The area encompasses 5.9 square miles of land with adjacent village corporation lands extending  approximately 20‐miles from the community; winter temperatures range from 14 to 27 degrees  Fahrenheit; while summer temperatures vary from 45 to 60 degree Fahrenheit. Average annual  precipitation is 24 inches. The only access to Port Graham is by air or water. Water access experiences  periods of stormy weather that creates violent seas that inhibit or prevent water transportation and at  times cancels regularly scheduled flights.  In addition to Port Graham as the project location, both Nanwalek and Seldovia, Port Graham’s nearest  neighbors might also be considered part of the project location and benefit area in the near future. All  three of these communities are in Homer Electric Association’s (HEA) service territory; at the end of  HEA’s service area. Port Graham and Chugachmiut have been working with HEA and have held meetings  and discussions with Nanwalek and in Seldovia with community and city leaders about the proposed  biomass project. In addition to providing Port Graham’s neighbors information about this project,  discussions have also centered around how this project can serve as a foundational building block for  renewable energy in Nanwalek and Seldovia too.  These meetings also included representatives from  Alaska Energy Authority, US Economic Development Administration and HEA. 2.3 PROJECT TYPE Put X in boxes as appropriate 2.3.1 Renewable Resource Type Wind X Biomass or Biofuels Hydro, including run of river Transmission of Renewable Energy Geothermal, including Heat Pumps Small Natural Gas Heat Recovery from existing sources Hydrokinetic Renewable Energy Fund Grant Application Round 3 AEA10-015 Grant Application Solar Storage of Renewable Other (Describe) 2.3.2 Proposed Grant Funded Phase(s) for this Request (Check all that apply) Reconnaissance X Design and Permitting Feasibility X Construction and Commissioning Conceptual Design 2.4 PROJECT DESCRIPTION Provide a brief one paragraph description of your proposed project. Port Graham Village Council along with its regional non‐profit corporation Chugachmiut are working to  implement (develop and operate) a 1.5‐megawatt biomass combined heat and power (CHP) system for  Port Graham, Alaska. A feasible biomass technology option was identified in 2007 by an independent  research group, Energy & Environmental Research Center (EERC) at the University of North Dakota (a  copy is supplied in the CD for this RFA). This research identified feasibility of generating three‐phase  220‐volt electrical power from a woody biomass fuel source that can be obtained from Port Graham  Village Corporation lands and local Native allotment lands on a sustained basis. An existing road system  supplies access to the fuel source. The project will provide electrically generated heat to Port Graham’s  and Nanwalek’s community buildings and homes at a price comparable to current heating costs using  fuel oil. Heating cost from biomass‐generated electricity is anticipated to increase at a much lower rate  than heating with fuel oil. Community buildings and homes can be retrofitted for electrical heating at a  much lower cost than installing a community wide biomass heated hot water distribution loop and hot  water heating systems in each community building and home. Current oil‐fired hot‐water baseboard  heating will remain as a backup heat system in each community building and home.  The electrical  heating option and electrical power will provide power at current power cost without the need for state  sponsored price cost equalization supplement and would experience less cost increase over time.  2.5 PROJECT BENEFIT Briefly discuss the financial and public benefits that will result from this project, (such as reduced fuel costs, lower energy costs, etc.)  The Port Graham  Biomass CHP Project provides several significant benefits to Port Graham, Alaska,  which includes increasing its self‐sufficiency by lowering the cost of both electricity and heat over the  long‐term, and gaining locally suppied power generation and distribution system for this remote  community. The primary projects identified for Port Graham and Nanwalek that will have greater  economic viability from reliable, sustainable power from a renewable energy source, have been  identified through the joint Port Graham/Nanwalek Integrated Resource Management Planning (IRMP)  process, guided by the U.S. Department of the Interior’s Bureau of Indian Affairs. These projects are the  fish cannery owned by the Port Graham Village Council and fish hatchery operation in both Port Graham  and Nanwalek. Through the IRMP and other planning efforts, other projects have also been identified  that will be much more feasible with power from the proposed CHP Biomass project.  One regional benefit is this project will enhance Homer Electric Association’s (HEA) ability to consistently  supply power to the three communities that lie along the east side of Kachemak Bay; Seldovia, Port  Graham, and Nanwalek, Alaska. A statewide benefit is this project would serve as a template for  biomass for power generation that could be adapted for other small remote Alaska communities that  have a sustainable biomass resource. Benefits to the community, region and state are briefly described  Renewable Energy Fund Grant Application Round 3 AEA10-015 Grant Application here:  1. Reduced diesel fuel oil consumption for heating the Port Graham Community facilities and  housing, 53,100 gallons, and Port Graham Cannery, 25,000 gallons, usage up to 78,100 gallons  diesel displaced annually.  2. Comparable energy costs for fuel replacement using electricity for both heat and power with a  projected lower rate of cost inflation than current cost trends for diesel based on projections by  HEA, the current utility provider in its power purchase agreement with Chugach Electric  Association1.  3. Community heat and power project brings more local control and local jobs  a. Local control of management, operations, and maintenance by independent power  producer formed by Port Graham Village Council  b. Meaningful employment and training to manage, operate and maintain independent  power source  c. Local resources used for biomass fuel source provided under a purchase agreement  from local landowners, increasing income to the local Port Graham economy.  d. Estimated number of direct full time, part‐time and seasonal jobs for operation and  maintenance of local power is approximately 9‐10.  Estimated number of jobs from  businesses and projects made economic due to renewable biomass energy is  approximately 50‐60, some seasonal and some year round.  e. Sustainable and healthy timberland management through development of a forest  management plan that includes woody biomass production.  f. Energy supply security that along with the other benefits would have an overall  economic benefit to helping sustain the community and preserving their way of life.  4. If Port Graham CHP is coupled with a proposed 3‐phase 220‐volt power distribution inter‐tie this  will allow expanded economic development. Port Graham’s Biomass CHP will be most  effectively leveraged if replacement and upgrade of the existing outmoded and decaying single‐ phase 220‐volt system is realized. This effort requires legislative funding to replace the old  single‐phase system with 3‐phase 480‐volt power intertie from Seldovia to Port Graham and  then to Nanwalek. In conversations with HEA, there has been indications that HEA may allow an  independent power producer (IPP) through a power purchase agreement, to distribute power to  Port Graham, Nanwalek, and Seldovia, and then sell wholesale power to HEA if the Alaska  Regulatory Authority approves.   Facilities already in place that would benefit from 3‐phase power include:   a. Port Graham Cannery requires 3‐phase power to operate and has a steam load and  cooling power requirements needs that biomass generation could provide. Cannery  operation during summer salmon season uses approximately 25,000 gallons diesel to  operate that could be displaced.  b. Port Graham Hatchery Project requires 3‐phase power for pumps, heating and cooling.  c. Nanwalek Hatchery Project requires 3‐phase power for electrical water pumps.  New proposed projects that would become feasible with 3‐phase power are:  d. English Bay Corporation Material Rock Source Project requires 3‐phase power to  operate electric motor powered conveyor belt(s).  1 HEA and Chugach Electric Association reference to end of power supply contract end of 2013 and need  for additional resources.  http://www.homerelectric.com/PowerSupplyGeneration/tabid/202/Default.aspx  Renewable Energy Fund Grant Application Round 3 AEA10-015 Grant Application e. Nanwalek proposed subdivision development needs power that current rural utility  system cannot provide at this time due to poor system delivery load and condition of  infrastructure to delivers power to the community of Nanwalek.  f. Kenai Peninsula Borough would benefit from industrial development projects that could  be placed into their tax base (e.g. English Bay material rock source project).  5. Replacement and upgrading of existing outmoded and decaying single‐phase 220‐volt system.  Project would include seeking funding from Alaska Legislature to funding to replace old single‐ phase system with 3‐phase 480‐volt power intertie from Seldovia, Alaska to Port Graham, Alaska  and then to Nanwalek, Alaska. HEA may allow the IPP through a power purchase agreement to  distribute power to Port Graham, Nanwalek, and Seldovia and sell wholesale power to HEA if  the Alaska Regulatory Authority would approve.  6. The Port Graham Biomass CHP Project could demonstrate economic biomass power for small  remote Alaskan communities using a sustainable biomass utilization model, which includes using  local resources and labor/employment. Examples of benefits are listed: 7. Green house gas benefits since biomass renewable energy projects are considered carbon  neutral producers.  2.6 PROJECT BUDGET OVERVIEW Briefly discuss the amount of funds needed, the anticipated sources of funds, and the nature and source of other contributions to the project. Costs associated with the project have been estimated at $7.368 million as summarized below and  provided in Attachment 1.  A detailed project cost assessment has recently been completed using a contractor, T. P. Roche  Company, whose team includes a biomass project development and financial consultant, a biomass  plant design engineer, and a biomass supply consulting forester. Project budget assumptions include the  biomass power project will use a locally available, sustainable supply of biomass fuel. Power produced  will be sold to HEA.  A discount price from HEA for electricity for community heating applications is a  desirable element of a Power Purchase Agreement with HEA. The design engineer provided estimates of  capital investment for the biomass unit, as well as start up, operation and maintenance costs. The  forester provided an estimate of fuel supply and fuel supply extraction costs. The financial consultant  provided realistic economic projection for development and operation of the proposed project using  information provided by his team and from Port Graham Tribal Council and Chugachmiut.  An economic model was developed to assess the financial viability of the proposed project. The model  was designed to simulate the financial performance of the proposed project over a 20‐year project life.  Key input parameters include capital costs, electric sales revenue, significant operating costs (fuel,  supply, labor, maintenance, etc.), and financing considerations (debt / equity ratio, grant support,  interest rates, tax incentives, etc.).  Model outputs are return on equity investment, debt service  coverage ratio and net present value.  Costs associated with the project have been estimated at $7.368 million as summarized below and  provided in Attachment 1. (rem Engineering, Inc. attachment)  • Turbines ‐ $1.577 million  • Combustion Equipment ‐ $1.485 million  • Fuel Handling Equipment ‐ $.175 million  • Buildings and Foundations‐ $.774 million  • Miscellaneous Control Room and Equipment ‐ $.039 million  • Site Preparation ‐ $.1 million  • Balance of Plant and Installation ‐ $.872 million  Renewable Energy Fund Grant Application Round 3 AEA10-015 Grant Application • Project Development Costs ‐ $2.345 million  • Freight ‐ $351.59  • Owners CM / Insurance ‐ $50.23  • Engineer and Architect ‐ $427.72  • Start‐up and Commissioning ‐ $50.00  • Financing Fees / Construction Interest ‐ $185.84  • Miscellaneous / Contingency ‐ $502.27  A base case was established to illustrate project performance with expected assumptions.  Base case  assumptions are as follows:  • Total Capital Investment   $ 7,368,000  • Grant Support for Construction    $ 2,500,000  • Electricity Sales Price    $ 0.165 / kWh  • Fuel Cost     $ 50/green ton  • Fuel Usage     3 tons/hour  • Online Stream Factor    85%  • Production Tax Credit    $ 0.01 /kWh (for 10 years)  • Interest Rate     6%  Capital Investment is based upon preliminary design and engineering estimates provided by rem  Engineering, Inc. Fuel cost estimates are based on prior feasibility study findings and Chugachmiut  forester assessments. Fuel usage and online stream factor are based on rem Engineering, Inc. input.  Base case assumptions result in a project return on equity of 30.86%, a net present value of $1,247,000,  and a debt service coverage ratio of 1.35.   To assess risks associated with the project, rem Engineering, Chugachmiut and Port Graham  evaluated  project performance sensitivity to key assumptions. Those assumptions are listed and discussed here.  Total Capital Investment ‐ To assess project sensitivity to investment cost (and illustrate the importance  of good project management to prevent overruns) we ran the economic model with total capital costs  10% higher and 10% lower than the rem Engineering, Inc. estimate.  At a total project investment of $  5,524,970 (10% higher than the rem Engineering, Inc. estimate), return on equity drops from 30.86% to  25.27%. Debt service coverage ratio drops from 1.35 to 1.15. At total project investment of $4,520,430  (10% lower than the rem Engineering, Inc. estimate), return on equity increases from 30.86% to 37.04.  Debt service coverage ratio increases from 1.35 to 1.63.      Grant Support for Construction ‐ The base case assumption is grant support for the project investment  of $2,500,000. With base case assumptions and no grant support, return on equity drops from 30.86%  to 3.71%. Debt service coverage ratio drops from 1.35 to 0.78.     Electricity Sales Price ‐ For base case calculations we assumed an electricity sales price of $0.165/kWhr  based on conversations with Chugachmiut personnel and an assessment of project revenue  requirements. Included in this price are any “green tag” credits that might be associated with renewable  energy electric generation. The value of green tags in the lower 48 states ranges from approximately  $0.01‐$0.05/kWh, depending upon local (often mandated) demand and renewable energy supply  conditions. Increasing the sales price to $0.18/kWh, increases return on equity to 40.71% and increases  debt service coverage ratio to 1.84. Decreasing the sales price to $0.15/kWh decreases project return on  equity to 18.57% and reduces debt service coverage ratio to an unacceptable 0.86.  Fuel Costs ‐ The data collected as part of this investigation suggest that current fuel costs from readily  available local sources are in the range of $50/ton. In no case can electricity be economically produced  and sold, given a reasonable market price for electricity, without a stable supply of fuel being  Renewable Energy Fund Grant Application Round 3 AEA10-015 Grant Application economically available. All of the other factors play a lesser role in the overall project economics  compared to the price of fuel. Increasing fuel cost to $60/ton reduces return on equity to 13.25% and  reduces debt service coverage ratio to an unacceptable 0.71. Decreasing fuel costs to $40/ton increases  project return on equity to 43% and increases debt service coverage ratio to 1.99.  To further illustrate the impact of fuel cost, we determined the sales price of electricity that would be  required to maintain base case return on equity and debt service coverage ratio. Using base cost  assumptions for the proposed plant, the importance of fuel cost is illustrated as follows:    Price of Fuel Power Price  $45/ton $0.155 KWH  $50/ton $0.165 KWH  $60/ton $0.184 KWH    Fuel Usage ‐ The system is designed to produce the specified amount of electricity from 3 tons/hour of  fuel. Two factors will determine how much fuel is consumed in the power generating operation. The first  is the systems efficiency. Will the system perform at the efficiency its manufacturer claims? This  uncertainty can be limited by evaluating the experience of other customers. Clarifying and detailing  manufacturer guarantees will be important to do. The second is fuel quality. Planning and budgeting for  fuel with a higher moisture content is also important. The system design is based upon fuel quality  projections provided to rem Engineering, Inc. by Chugachmiut forestry personnel. If the fuel has higher  moisture content or has lower energy content, more fuel will be consumed to reach design production  levels. Increasing fuel usage from 3 tons/hour by 10% to 3.3 tons/hour reduces return on equity to  23.34% and reduces debt service coverage ratio to an unacceptable 1.03. Decreasing fuel usage by 10%  to 2.7/tons/hour increases project return on equity to 37.44% and increases debt service coverage ratio  to 1.67.   Online Stream Factor ‐ Increasing operating time from 85% of the time to 90% of the time increases  return on equity from 30.86% to 34.55% and increases debt service coverage ratio to 1.48. Decreasing  operating time from 85% of the time to 80% of the time decreases project return on equity to 27.37%  and decreases debt service coverage ratio to 1.22. Further decreasing operating time to 75% of the time  decreases project return on equity to 23.61% and decreases debt service coverage ratio to 1.09.  Production Tax Credit ‐ A production tax credit of approximately $ 0.01 /kWh for the first 10 years of  operation is currently available for biomass‐fired electric generating projects. We anticipate that this  credit will remain available for this project. If it is not, project return on equity falls to 20.25%.   Interest Rate ‐ Project financing sensitivity cases were also considered at various rates where debt  financing was as low as 4½% and as high as 8% with a base case assumption of 6%.  With 4½% financing,  return on equity is increased from 30.86% to 32.5% and debt service coverage ratio improves to 1.49.  With 8% financing, return on equity is decreased from 30.86% to 28.38% and debt service coverage ratio  falls to 1.19.    Equity Investment ‐ Various debt/equity ratios that were considered and an evaluation was done on  their impact on return on equity and debt service coverage ratio. Since raising equity in excess of  $1,000,000 is a challenge, it is desirable to structure the project financing with as little equity required  as possible. However, lowering equity investment increases the need for debt financing and, ultimately,  lowers the debt service coverage ratio. While lowering the equity contribution would increase the  project’s return on equity (the project would be more leveraged), the debt service coverage ratio with  equity set at 20% of the after‐grant total project cost is about as low as lenders will find acceptable.  AEA’s Renewable Energy Grant funding is considered a key component to the sustainability of the Port  Renewable Energy Fund Grant Application Round 3 AEA10-015 Grant Application Graham Biomass CHP.  Estimated Direct Financial Benefit – The annual cash influx benefit to Port Graham community as  measured from the economic mode base case for direct financial benefit is estimated to be $1,117,000  fuel supply purchase and $160,000 payroll. The fuel purchase expenditure includes labor and stumpage  fee to timber landowner for fuel supply.  Estimated Public Benefit – An economic multiplier in dollars was not developed but an assumption of a  2‐ to 5‐times multiplier on the Estimated Direct Financial Benefit would be a good indicator.  2.7 COST AND BENEFIT SUMARY Include a summary of grant request and your project’s total costs and benefits below. Grant Costs (Summary of funds requested) 2.7.1 Grant Funds Requested in this application. $3,313,920 2.7.2 Other Funds to be provided (Project match) $5,449,307 2.7.3 Total Grant Costs (sum of 2.7.1 and 2.7.2) $8,763,228 Project Costs & Benefits (Summary of total project costs including work to date and future cost estimates to get to a fully operational project) 2.7.4 Total Project Cost (Summary from Cost Worksheet including estimates through construction) $8,763,228 2.7.5 Estimated Direct Financial Benefit (Savings) $ 2.7.6 Other Public Benefit (If you can calculate the benefit in terms of dollars please provide that number here and explain how you calculated that number in your application (Section 5.) $ Renewable Energy Fund Grant Application Round 3 AEA10-015 Grant Application SECTION 3 – PROJECT MANAGEMENT PLAN Describe who will be responsible for managing the project and provide a plan for successfully completing the project within the scope, schedule and budget proposed in the application. 3.1 Project Manager Tell us who will be managing the project for the Grantee and include a resume and references for the manager(s). If the applicant does not have a project manager indicate how you intend to solicit project management support. If the applicant expects project management assistance from AEA or another government entity, state that in this section. Project Manager will be Port Graham Tribal Council Chief Pat Norman. Chief Norman has a long  history of overseeing community projects providing project supervision and oversight.  In management of the project, Chief Norman will be supported by Chugachmiut’s Director of  Enterprise and Trust, Charles Sink . Present staff members of Chugachmiut, including Nathan  Lojewski, Chugachmiut Forester and Elmer Moonin, Chugachmiut Projects Manager, will also  support him.  His Project Development Team will include a number of consultants with  particular expertise in development of biomass‐fired power plants.   They are T. P. Roche  Company (Tom Roche, Charlie Nash, Jerry Ryburn, Colene Frye – economic modeling,  prospectus, deal structure, facilitation, fuel supply issues, financing, renewable energy credits,  contract negotiations, etc), rem Engineering, Inc. (Bob Mooney, Doug Latulippe – engineering,  EPC issues facilitation), and Ater Wynne (Doug McCourt – technical support on contract  negotiations).  Each of these supporting organizations and qualifications for project participants  are provided below. Other specialists may be added to support specific activities as the project  proceeds (staffing, training, project financing, etc.). 3.2 Project Schedule Include a schedule for the proposed work that will be funded by this grant. (You may include a chart or table attachment with a summary of dates below.) Scope of Work The Scope of Work is in 2 categories, corresponding to Phases 3 and 4 of Alaska Energy Authority’s  Round III Request for Grant Application, Renewable Energy Fund Grant Recommendation Program  Round III, dated 10/7/09. Phase III project activities include final design and permitting.  Phase IV project  activities include construction, commissioning, initial operations and reporting.  Specific tasks for each  phase of the Port Graham Biomass CHP are described below described below.  Phase III Activities—Final Design and Permitting Task 1 - Renewable Energy Resource Supply Our objective in this task is to design a dependable fuel supply chain that includes fuel supply agreements, as well as related transportation and inventory management agreements. Specific tasks include: • Develop sample fuel supply agreements and assess necessary contractual terms to develop a  sustained fuel supply for the proposed facility.    • Review sample fuel supply agreement with Port Graham Village Corporation and interested  allotment owners.  • Evaluate fuel supply entity alternatives.  Options include creating new, non‐profit or for‐profit  corporation; establishing a new operating division of Port Graham Village Council; establishing  fuel supply entity as division of new Port Graham utility entity; etc.  Renewable Energy Fund Grant Application Round 3 AEA10-015 Grant Application • Continue to refine and update resource assessment (biomass timber cruise, growth rates,  windfall, airport and road projects clearing, allotment owner interest, etc)  • Continue to refine and update supply chain economics assessment (capital requirements for  equipment, stumpage, labor, fuel cost maintenance, yard‐operating costs, etc).  • Establish fuel supply entity.  • Negotiate fuel supply letter of intent with Port Graham Village Corporation and interested  Native allotment owners.  Negotiate “opportunistic” fuel supply available from airport  development, power line development and road system expansion projects.  • Negotiate binding fuel supply contracts.  Project Milestone for Task 1: Project scoping and contractor solicitation to confirm resource  availability  Task 2 - Energy System Upgrades and Configuration Plans Objectives in this task are to ensure that the production from the biomass power plant has connections and access to provide a cost effective community heating alternative and to access to the regional power distribution grid. Specific tasks include: • Facilitate upgrading the single‐phase distribution line connecting Seldovia and Port Graham and  Nanwalek to a 3‐phase line.   • Facilitate upgrade of in‐town distribution in Port Graham and Nanwalek from single‐phase to 3‐ phase.   • Determine power plant interface / connection requirements.   • Budget and schedule interface infrastructure installation.  Project Milestone for Task 2: Project scoping and contractor solicitation for planning and design  Task 3 - System Design Objectives in this task are to finalize engineering / design work and to complete required interface / connectivity studies. Specific tasks include: • Determine low‐pressure steam or hot water customer design basis ‐ Canning or other fish  processing operations can be developed at the cannery site and be a customer for low‐pressure  steam or hot water.  Low‐pressure steam or hot water can also be piped to heat the school, the  fire hall, and other nearby community buildings.  • Finalize Detailed Biomass Power Plant Engineering and Design ‐ rem Engineering, Inc. has  provided a preliminary design package. The preliminary design package includes turnkey capital  estimate and project scope description, equipment specifications, performance data, budget,  and schedule.  Shop fabrication is preferred since Port Graham is not set up for fabrication.  Economy of scale in a shop situation would make their manufacture the preferred alternative  over field fabrication. Shop fabrication would need to engineer fabrication in a modular manner  so that aggregate pieces of mechanical equipment can be handled easily and modularly for road  transport, shipping, and unloading and assembly on site.  • Complete Integration Design – In addition to finalizing the biomass power plant design, system  integration with the existing power distribution system within the village is necessary.  The  existing diesel generator powerhouse contains Port Graham and Nanwalek villages’ current  switchgear and is the HEA electrical distribution system hub for the two villages.  The power  generated from the new CHP system will be interconnected through HEA’s hub in the diesel  generator powerhouse.  We will work with HEA to design the proper interconnection including  relays, switches, monitoring and protections for a modern electrical distribution system.  • Complete Connectivity Study – Working with HEA, determine appropriate transmission and  connectivity filings.  Develop budget, schedule and action plan.  Implement action plan.  • Determine homes and community building electric heating equipment requirements.  Identify  Renewable Energy Fund Grant Application Round 3 AEA10-015 Grant Application and assess candidate vendors.    Develop budget, schedule and action plan.  Implement action  plan.   Project Milestone for Task 3: Final system design   Task 4 -Project Cost Objective in this task is to refine and finalize all cost estimates in preparation for project financing. Specific tasks include: • Finalize engineering estimates of project costs.  Based on the final system design and  interconnection requirements, the project budget and costs will be updated and finalized.  Final  equipment specifications and installation requirements will be completed in order to generate  bid documents in Phase IV for requests for formal proposal.  Due to the remote location of the  project site and short summer construction season for the region, scheduling for site work,  equipment delivery and installation will be an important component to the final project costs.  • Refine Project Economic Model ‐ Provide an “investment quality” financial model including  capital costs, operating costs, financing terms, etc. The model will be used to evaluate  alternative deal structure and financing strategies.  Inputs to the model will include investment  and operating cost projections, fuel supply cost projections, financing terms, deal structure  equity and tax implications, site specific operations and maintenance costs (including land, fuel,  transport, employee training, salaries and benefits, equipment maintenance, power, chemicals,  water, insurance, etc). The model will serve as a basis for preparation of an investment  prospectus for candidate lenders and investors.    • Financing and Funding ‐ Refine and update evaluation of available financing mechanisms, public  and private incentives and funding sources for project implementation.   • Negotiate letter of intent with lenders and / or equity partners.    • Negotiate binding financing and partnership agreements.  Project Milestone for Task 4: Engineers cost estimate      Project scoping and contractor solicitation for planning and design      Updated economic and financial analysis  Task 5 - Power Purchase/Sale Objective in this task is to negotiate a binding power purchase agreement to demonstrate reliable revenue from the proposed project that justifies equity participants and lenders investment. Specific tasks include: • Pricing and Marketing Strategy ‐ Update pricing strategy considering market factors, green  credits, tax incentives, etc.  Evaluate product pricing and marketing strategies that will be  needed to make project economically viable.  Special pricing arrangements will be considered  for home and community building heating applications and cannery site industrial uses of power  and heat.  • Power Purchase Agreement ‐ Develop the necessary language and terms needed for sales  agreement.  Negotiate agreements for the sale and delivery of electric energy from the facility,  including contract capacity, delivery terms, rates and payment terms, scheduling of power,  replacement power, reimbursement of expenses, operation, control, metering of output,  maintenance, and other obligations such as regulatory compliance, and responsibility for  transmission and connection to existing distribution system.  Integration of operations with  existing diesel generating systems and accounting for “blended pricing” will be addressed in the  agreements.  We will work to limit the sponsor’s exposure to liability for failure of the project to  meet the agreed upon operation date or other milestones, or during commonly encountered  Renewable Energy Fund Grant Application Round 3 AEA10-015 Grant Application facility issues such as failure of the plant to maintain the agreed upon heat rate and power  availability.  The Agreements will contain other provisions such as fuel cost adjustments,  payment disputes, assignment rights, indemnities, insurance obligations, waiver of  consequential damages, limitations on liability, confidentiality, audit rights, governing law,  dispute resolution and other miscellaneous terms.  • Monetization of Renewable Energy Credits ‐ Our objective in this task is to optimize the value of  the renewable energy credits associated with generation of electricity and thermal products  from renewable sources.  Options include bundling green credits with power sales, selling  “future credits” for cash now to offset investment costs and selling green credits independently  from power sales as they are created.  Agreements will be developed for certification and  trading of renewable energy credits created by the project.    • Low Pressure Steam or Hot Water Sales ‐ For heat distribution customers, develop the necessary  language and terms needed for sales agreement.  Negotiate agreements for the sale and  delivery of steam or hot water energy from the facility, including contract capacity, delivery  terms, rates and payment terms, scheduling, reimbursement of expenses, operation, control,  metering of output, maintenance, etc.  • Negotiate letter of intent with power purchaser (HEA).    • Negotiate binding power purchase agreement.  Project Milestone for Task 5: Negotiated power sales agreements with approved rates  Task 6 - Site Agreements Objective in this phase is to eliminate any uncertainty about the site’s suitability to host the proposed project. Specific tasks include: • Site and right‐of‐ways surveys  • Title work  • Archeological and endangered species reviews   • Lease Agreements  • Pre‐permit reviews,etc.  Project Milestones for Task 6: Resolution of land use, right of way issues  Task 7 - Permits Objective in this task is to identify and obtain all permits required for construction and operation of the proposed plant and its associated activities (roadway improvements, grid connections, fuel harvesting and transportation, etc.). Specific tasks include: • Update environmental and regulatory analysis of the proposed plant. Specify emissions and  waste disposal characteristics and permitting information requirements.  Develop budget,  schedule and action plan.  • Refine environmental permitting and regulatory compliance plan for the proposed plant.   • Finalize emissions, effluents and solid waste estimates as basis for permit scoping.    • Develop budget, schedule and action plan.   Project Milestone for Task 7: Permit application      Permit approvals      Final environmental assessment and mitigation plans  Task 8 - Business and Operating Plan Renewable Energy Fund Grant Application Round 3 AEA10-015 Grant Application Objective in this task is to optimize project business structure and financing (ownership, legal structure, tax implications, etc.) considering Village objectives and project financial performance requirements. Specific tasks include: • Develop project business model (ownership, legal structure, tax implications, etc.).  Consider the  business form (e.g., tribal utility, partnership, other tribal entity) and evaluate legal issues,  contractual requirements, regulatory requirements, management costs and logistics for the  formation and operation of each. Alternative business models include:  o “For‐Profit” Tribal Utility  o “Not‐for‐Profit” Tribal Utility  o Tribal Cooperative  • Determine optimal financing structure ‐ To enhance economic performance, our project must  capture available tax incentives. It may be appropriate to structure the project as a “lease /  purchase” or bring a “tax equity” investor in to capitalize on available tax incentive programs.    Our objective in this task is to optimize the deal structure from a tax and project finance  perspective for the development and ownership of the project, including capitalizing on  available tax credits. Site control and lease agreements will be structured to satisfy the revenue  and policy objectives of the Village, while at the same time complying with applicable federal  law relating to leasing and fair market valuation and optimizing production tax credits and other  potential tax subsidies. Key considerations are allocation of project development risk,  preconstruction development budgets, schedules and milestones; agree upon rights of  compensation before and after financing, and terms and conditions for key project issues such  as Village employment and preferences.  • Arrange for financing ‐ The project is likely eligible for BIA and USDA guaranteed loans (e.g.  private financing backed by federal agency guarantees). Obtaining funds from these sources, as  well as attracting “tax equity” investment, will require preparation of a comprehensive “Wall  Street quality” prospectus document that addresses all aspects of project development,  including economic modeling, risk assessment, and risk mitigation plans.  We will identify and  solicit participation from candidate lenders, and “tax equity” investors and negotiate key  agreements to obtain a balance of sustainable and complimentary funding, including grants,  loans, and investment funding. Financing steps include refine and update evaluation of available  financing mechanisms, public and private incentives and funding sources for project  implementation; negotiate letter of intent with lenders and / or equity partners; and negotiate  binding financing and partnership agreements.  Project Milestones for Task 8: Final business and operational plan  Phase IV Activities—Construction, Commissioning, Initial Operations and Reporting Task 1 - Renewable Energy Resource Objective in this task is to ensure that the fuel supply chain will be operational on a schedule to support  project start‐up and operation.  We will coordinate and contract with timberland owners regarding the  timber‐harvesting schedule and accessibility to the timberlands. In addition, we will confirm the timber‐ harvesting schedule with the timber harvesting company and village corporation and insure all loggers  are properly trained and available.  Specific tasks include:  • Verify and update supply projections   • Verify system efficiency  • Timber harvesting equipment procurement  • Timber harvesting staffing and training Renewable Energy Fund Grant Application Round 3 AEA10-015 Grant Application   Project Milestone for Task 1: Confirm timber harvesting schedule Task 2 - Existing Power Systems Our objective in this task is to coordinate the conversion and integration of the new biomass CHP  system with the existing village power system. The existing village power system is single phase power  provided by Homer Electric (HEA) and diesel generators providing 3 phase power for the cannery.   Conversion will be accomplished through the replacement of the power lines in Port Graham by HEA.   The diesel generators will remain as back‐up to the new CHP system. The diesel generator powerhouse  contains modern electrical switching gear for the existing single‐phase service from HEA and the 3‐phase  diesel generators and will be the location for integration and interconnection with the new CHP system.   Specific tasks include:  • Coordination of Integration with HEA System  Project Milestone for Task 2: Completion of integrating power supply system  Task 3 – Engineer, Procurement, and Construction (EPC) Contracts / Agreements Objective in this task is to maximize flexibility and options, limit liabilities and structure the right  combination of contracts based on available funding resources.  Alternatives include lump sum, open  book cost plus, guaranteed maximum price (GMP) and other types of contracts. Other considerations  include favorable terms for payment, equipment deposits and performance bonds and transferring risk  associated with construction while still maintaining control over cost and quality.  We will build into the  construction contracts provisions to assist the sponsor’s various contractors to work together, including  management tools and contracting industry standards and procedures to implement a chronological list  of all the important steps from initial development to final completion, ensuring that every task and step  has an associated person who is responsible for seeing that it gets completed, that accounting is  conducted properly and regularly, and that various contractors coordinate to achieve the best result.   We will seek opportunities for the village participation in the process (site preparation, foundations,  buildings, roads, etc.) Specific tasks include:  • Vendor selection  • Contract Negotiations  Project Milestone for Task 3: Completion of bid documents      Contractor/vendor selection and award  Task 4 – Proposed System Design: Construction and Commissioning Our objective in this task is to construct and commission the project.  We will develop a construction  and commissioning schedule for all phases of construction.  We will track changes to the CHP system  during construction on as‐built drawings in the field.  These changes will then be incorporated into a  final set of as‐built drawings for the project once commissioning is complete and the project is in  operation.  Specific tasks include:  • Construction Plan and Schedule  • Oversight/ Management  • Commissioning Plan and Schedule  • Modifications to Design during Construction  Project Milestone for Task 4: Construction phases  Task 5 – Staffing Plan Renewable Energy Fund Grant Application Round 3 AEA10-015 Grant Application Objective in this task is to finalize workforce plan for recruiting and managing personnel for facility  construction, operation, and fuel supply collection and management. We will document Plant Manager  qualification requirements to support recruiting plan. We will develop detailed operator qualifications  package and job descriptions for all employees. Complete training program design. Hire employees to  staff CHP powerhouse as well as fuel harvesting operations.  Specific tasks include: • Recruiting plan  • Complete job descriptions for all employees  • Complete training program  • Hire employees  • Implement training program  Project Milestone for Task 5: Hire and train employees  Task 6 - Project Cost Management Objective is to manage the construction, commissioning and initial operations within the  projected budged. Specific tasks include:  • Tracking project cost against project budget  • Propose budget modifications (as needed)  • Manage cost overruns in one area to be offset in another, if applicable  Project Milestone for Task 6:     Track project cost and manage as needed  Task 7 – Environmental Objective in this task is to ensure compliance with environmental permitting requirements during  construction.  • Environmental monitoring (as required by permitting)  Project Milestone for Task 7: Operations reporting  Task 8 – Permitting Objective in this task is to comply with permit reporting requirements during construction.  • Reporting to permitting agencies (as required)  Project Milestone for Task 8: Operations reporting  Task 9 - Analysis and Recommendations Our objective in this task is to optimize project performance, document project information for future  reference and document “lessons learned” during project implementation. • Update business plans and PPA as needed to account for actual costs  • Final project report (as built specifications, drawings, final budget, schedules, and  recommendations  • Periodic O&M reports (actual O&M, fuel and equipment costs, energy output, project  availability, conversion efficiency, update renewable energy resource assessment)  • Community Briefings ‐ Inform Council and community with regular financial and project  developments reports.  Project Milestone for Task 9: Operations reporting  Project Milestones not listed with a specific Task for Phase IV include:  • Confirmation that all design and feasibility requirements are completed  Renewable Energy Fund Grant Application Round 3 AEA10-015 Grant Application • Integration and testing  • Decommissioning old systems (N/A)  • Final acceptance, commissioning and start‐up  3.3 Project Milestones Define key tasks and decision points in your project and a schedule for achieving them. The Milestones must also be included on your budget worksheet to demonstrate how you propose to manage the project cash flow. (See Section 2 of the RFA or the Budget Form.) See Port Graham Biomass CHP Project Scope of Work in Section 3.2 Project Work of this RFA for key task  definitions and decision points for project.  Schedule for achieving tasks and milestones are in the Port Graham Gantt Chart Combined for Phase III  and Phase IV Tasks and Milestones.  3.4 Project Resources Describe the personnel, contractors, equipment, and services you will use to accomplish the project. Include any partnerships or commitments with other entities you have or anticipate will be needed to complete your project. Describe any existing contracts and the selection process you may use for major equipment purchases or contracts. Include brief resumes and references for known, key personnel, contractors, and suppliers as an attachment to your application. Project Management Project Manager will be Port Graham Tribal Council Chief Pat Norman. Chief Norman has a long history  of overseeing community projects providing project supervision and oversight. In management of the  project, Chief Norman will be supported by Chugachmiut’s Director of Enterprise and Trust, Charles Sink.  Mr. Sink will also be supported by present staff members of Chugachmiut, including Nathan Lojewski,  Chugachmiut Forester and Elmer Moonin, Chugachmiut Projects Manager. Project Development Team  will include a number of consultants with particular expertise in development of biomass‐fired power  plants. They are T. P. Roche Company (Tom Roche, Charlie Nash, Jerry Ryburn, Colene Frye – economic  modeling, prospectus, deal structure, facilitation, fuel supply issues, financing, renewable energy credits,  contract negotiations, etc), rem Engineering, Inc. (Bob Mooney, Doug Latulippe – engineering, EPC  issues facilitation), and Ater Wynne (Doug McCourt – technical support on contract negotiations). Each  of these supporting organizations and qualifications for project participants are provided below. Other  specialists may be added to support specific activities as the project proceeds (staffing, training, project  financing, etc.).  We will develop “working teams” comprising representatives of the Port Graham Village Council, Port  Graham Village Corporation, Chugachmiut and consultant representatives, the customer organization  (HEA), state officials, and others, as appropriate, to facilitate project development.  These work teams  will address project specific issues such as transmission interface, commercial terms, process for  qualifying with state mandates, etc.  Project development work team  1. Charles Sink will lead completion of Phase III planning, permitting, site control, development of  fuel source agreements, and final design of project.  2. T. P. Roche Company will provide technical financial consulting and technology selection with  assistance from rem Engineering, Inc.’s Doug Latulippe who will guide selection of technology  and complete final designs for the project.  3. Fuel source assessment, extraction methodology, equipment selection will be guided by Charles  Renewable Energy Fund Grant Application Round 3 AEA10-015 Grant Application Nash, biomass forestry consultant.  Powerline intertie upgrade work team:  1. Homer Electric Association will assist Port Graham Village Council and Chugachmiut to propose  to Alaska State Legislature funding for three‐phase powerline upgrade between Seldovia, Alaska  and Nanwalek, Alaska via Port Graham, Alaska.  2. Homer Electric Association has been asked to assist in negotiation of power purchase agreement  approval from Alaska State Regulatory Authority.  For contract negotiations work team:  1. Contract negotiation team will include Chief Norman, Charles Sink, and Tom Roche with  technical assistance provided by Ater Wynne and Doug McCourt.  For project implementation work team:  1. Shipment of biomass technology equipment will be coordinated between Port Graham Tribal  Council and technology vendor.  2. Solicitation for a construction company for site construction will be hired to off‐load biomass  equipment, develop site, construct building, and placement of technology.  3. Doug Latulippe of rem Engineering, Inc. and technical representatives of the technology selected  will guide installation and testing of technology.   4. Technology entity will be tasked to train local Port Graham personnel on operations and  maintenance of equipment and technology. An annual schedule of maintenance and technical  assistance contract with technology vendor will be maintained over life of project operation.  5. Major Equipment Purchase research, selection, and procurement will be done by Chugachmiut  Forester Nathan Lojewski with assistance from Project Manager Charles Sink and Chief Norman  of Port Graham Village Council.  3.5 Project Communications Discuss how you plan to monitor the project and keep the Authority informed of the status. As a key project funder, providing AEA with information about the Port Graham Biomass CHP Project is  important to us. In addition to the steps identified below, the Project Manager will meet with the AEA  COTR to determine if other communication steps are needed, and/or if some of the proposed steps  should be replaced with other procedures.  1. Project Manager, with assistance from technical representatives will keep a daily log of  operations. Monthly reports will be provided to AEA Contracting Officer’s Technical  Representative (COTR) assigned to project to assess project completion rate and project  spending. Use of electronic mail (email) and telephone communication will be utilized to extent  possible.  2. Project management team will provide Project Manager with verbal and written reports.  Written reports will be submitted monthly.  3. Project will include monthly meetings in Anchorage for Phase III projects that will include Project  Manager, T. P. Roche Company representatives Tom Roche and remEngineers Dough Latulippe.  Summary of meetings will be made by Project Manager.  4. Project development in Phase IV will include daily site meetings by Site Project Manger Chief  Norman who will record daily log of operations overseeing contractor hired. Doug Latulippe,  Biomass Plant Engineer, will visit site periodically during project development along with Project  Manager. Reports of site visits will be submitted to Biomass Plant Engineer who will include  pertinent information on site development to COTR.  Renewable Energy Fund Grant Application Round 3 AEA10-015 Grant Application 5. Project testing of technology will overseen by Biomass Plant Engineer who will provide written  reports to Project Manager. Project Manager will provide relevant information to COTR.  3.6 Project Risk Discuss potential problems and how you would address them. Potential problems are identified and include a risk assessment and how we would address the risk.  Mention of probability will be stated for some potential problems.  Potential problems are identified and discussed as follows:   1. Replacement of the Homer Electric existing single phase power line connecting Seldovia, Port  Graham and Nanwalek is essential for project success. The Alaska State Legislature will be asked  to fund this distribution system improvement project. The upgrade would allow the  infrastructure necessary to supply power generated by this project back to the grid system.  Without the distribution line upgrade, our project technology would have to be downsized to  match Port Graham community needs, possibly limiting the project size to satisfy Port Graham  heating requirements. Delay by the legislature to fund the distribution system improvement  project would delay our project start‐up date. We have proposed to complete Phase III tasks in  anticipation of the power line replacement moving ahead in a timely manner. In the event that  the distribution system improvement project is delayed, Phase IV Tasks can be delayed by asking  AEA if they decide to fund this proposal to put on hold and release funding for Phase IV tasks to  coincide with upgrade development.   2. Choosing the right size biomass CHP system for this effort is key to the success of the project.   The larger the project, the greater “economy‐of‐scale” and profitability. Project size is limited by  fuel supply and demand for power produced. HEA has offered to purchase power from the  proposed 1.5 MW plant. A power purchase agreement with HEA would need to be approved by  the Alaska State Regulatory Commission. Currently there is an allowance for credit metering of  up to 50 kilowatts power for individual homeowners allowed by HEA. Supplying considerably  more power to HEA by independent power producers is not currently addressed by the  Regulatory Commission or Alaska’s rural utility services. HEA said they would support our efforts  to have the Regulatory Commission approve a power purchase agreement with HEA. HEA and  other rural utility suppliers are also engaged with other independent power producers that need  power purchase agreements approved. We hope to have this regulatory approval process  accepted and adopted during the 2009‐2010 State of Alaska legislative period.   3. Fuel source agreements with local landowners. Port Graham Corporation and willing Native  allotment owners are essential for the operation and sustainability of the proposed biomass  CHP system. The amount of fuel to be supplied from each landowner will depend on how much  volume will come from each landowner and the stumpage price that they expect. A biomass  timber cruise is proposed in Phase III tasks to fully assess fuel supply sustainability. Landowners  will be presented with an understandable measurement system to determine how much and  when biomass will be harvested from their lands. Biomass is usually measured in tons and such  measure needs to be demonstrated to the landowners. Some examples of how this could be  done include weighing whole trees harvested or chipping trees and weighing the chips  produced. Stumpage price may the more difficult negotiation with the landowners. Area  landowners during a timber sale late 1980s and early 1990s experienced peak stumpage prices  for an export log sale. For Native allotment owners, BIA will be asked to bring one of their BIA  Northwest Region log‐scalers that have current market knowledge of chip markets and biomass  markets to talk to local landowners. Since Port Graham Corporation would benefit from cheaper  power, a reasonable assumption is made that they would agree to a more reasonable stumpage  fee for the project viability since they would be the majority fuel source supplier and the major  Renewable Energy Fund Grant Application Round 3 AEA10-015 Grant Application benefactor of biomass project. Biomass obtained from Native allotment land could also be  milled in a small local sawmill for specialty products. If such wood were sold at higher stumpage  fees than chips produced, negotiating chip prices with them probably would be more favorable.   4. Along with the fuel source agreement that would settle on the stumpage fee paid to landowners  would be the cost of fuel source extraction and chip development suitable for the biomass CHP  system. Finding the right combination of machinery to harvest and produce the fuel supply  requires research and selection and buying new or used equipment requires economic decision‐ making. Buying new machinery requires a premium cost where good used machinery that is  easier to operate and maintain may be more cost effective. Phase III of this project will look at  selection of the right mix of machinery to bring to Port Graham using these criteria and others.  5. The technology manufacturer of biomass technology, in general, guarantees their work for up to  one‐year. Careful selection of the manufacturer is essential and will be the responsibility of the  Plant Design Engineer. In addition to the guarantee and assurances, Phase IV tasks include  testing the technology, training of local personnel, and establishment of a long‐term  relationship with the manufacturer to provide technical assistance and provide scheduled  annual maintenance. Phase IV proposes a period of technical assistance be maintained with the  Plant Design Engineer to ensure technological operating success.  6. Project plans to use U. S. Bureau of Indian Affairs 80/20 Loan Guarantee Program. Phase III tasks  are planned to be accomplished by utilization of AEA grant funding and in‐kind performance and  other considerations. Enough funding will need to be designated to meet the 20 percent down  payment obligation BIA 80/20 Program requires. A finance team has been chosen to help seek  additional funding and use of tax and other green credits that may be available to further  decrease the amount of leveraged funds needed for the project. The finance discussion can be  reviewed in Sections 2.6 and 4.4.1.  Renewable Energy Fund Grant Application Round 3 AEA10-015 Grant Application SECTION 4 – PROJECT DESCRIPTION AND TASKS • Tell us what the project is and how you will meet the requirements outlined in Section 2 of the RFA. • The level of information will vary according to phase(s) of the project you propose to undertake with grant funds. • If you are applying for grant funding for more than one phase of a project provide a plan and grant budget form for completion of each phase. • If some work has already been completed on your project and you are requesting funding for an advanced phase, submit information sufficient to demonstrate that the preceding phases are satisfied and funding for an advanced phase is warranted. 4.1 Proposed Energy Resource Describe the potential extent/amount of the energy resource that is available. Discuss the pros and cons of your proposed energy resource vs. other alternatives that may be available for the market to be served by your project. Extent and amount of energy resource available Port Graham Village Corporation is the major landowner in the area. Shown in the U. S. Department of  Energy feasibility study for Port Graham Village Council and Chugachmiut, The Potential for Biomass  District Energy Production in Port Graham, Alaska shows an estimated available biomass of 250,000 tons  of utility grade or less quality wood within the Port Graham Corporation road system. This is enough  wood for 50‐years yielding approximately 5,000 tons per year. An additional amount of wood would be  obtained from Native allotment owners adjacent to the road system. It is also anticipated that the State  Department of Transportation and U. S. Federal Aviation Administration sponsored Nanawalek and Port  Graham Airport Project proposed for construction approximately 2012‐14 will make approximately 8,500  tons2 biomass from 106 acres of land (estimated for airport foot print and road clearing to Port Graham  and Nanwalek) made available in the clearing process. In addition, opening the road between Port  Graham and Nanwalek would allow additional Native allotment owners and English Bay (Nanwalek)  Village Corporation timberlands accessible. English Bay Corporation timberlands were “high grade”  logged late 1980‐1992 leaving a forest of utility grade wood or less along their road system. Estimated  tonnage available from the Native allotments and English Bay Corporation lands as a biomass Sitka  spruce woody fuel source would more than double Port Graham Corporation accessible biomass fuel  supply, although that estimate has not been calculated using similar technology as reported in the  feasibility study and therefore a stated estimate is not made here. However, the estimated tonnage  required by this proposed project is approximately 14‐15,000 tons biomass per year. The additional  acreage that would be available and accessible is more than enough to supply on a sustainable basis.  English Bay Corporation timberlands also has an existing road system except between the community of  Nanwalek and their existing road that is approximately two miles distance. Nanwalek IRA Council is  received funding from BIA Indian Reservation Roads Program to develop this connection. Current road  building construction is planned to start 20103.  Port Graham Village Corporation has asked Chugachmiut Forestry and Fire Management to develop a  Forest Management Plan (PGVC‐FMP) for their timberlands suitable for biomass feedstock supply. This  2 Based on estimated U. S. Forest Service Packee‐data_request.pdf; Kachemak Bay Estimated Biomass  Per Acre of Forest Type and Ownership Category, tons per acre for Stika Spruce that has a mean of 81  tons biomass per acre of mature forest land Port Graham, Alaska area.  3 Nanwalek IRA Council 2008 Five‐Year Strategic Plan, Nanwalek IRA Council, Page 2, September 2008.  Renewable Energy Fund Grant Application Round 3 AEA10-015 Grant Application PGVC‐FMP will use the existing road system to access areas where timber stand improvement projects  will be conducted.  Windthrow and other damaged trees can be accessed from this road system.   Considerations include resource ownership and compensation plan, harvesting planning process and  approvals; employment requirements (number of people involved, payroll, benefits, etc); equipment  requirements for harvesting, transportation and inventory management (specifying equipment, and  estimating costs and maintenance budgets);  and inventory storage requirements.   Port Graham Native allotment landowners that desire to participate in the feedstock supply for the  biomass project will have Chugachmiut Forestry and Fire Management develop a Forest Management  Plan (NA‐FMP) for their timberlands suitable for biomass feedstock supply. Part of this process includes  identifying specific Native allotment owners and the amount of timberlands they would like to have  participated in the feedstock process.  The feedstock extraction crew, or better described as a harvesting crew, is anticipated to have minimum  requirement of three to four employees working an approximate 7‐8 month season. Harvesting could be  shortened with addition of employees and equipment but would add cost and make a shorter season for  the crew. See Task 1 ‐ Renewable Energy Resource Supply in Section 3.2 Scope of Work for proposed tasks to be  accomplished in Phase III.  Pros and Cons proposed energy resource versus other alternatives The following section looks at other renewable energy propagation systems and their suitability to  create the desired heat and power for Port Graham and neighboring communities of Nanwalek and  Seldovia, Alaska. This project proposes use of biomass CHP system while other proven renewable energy  projects exist and some of those are presented below. New emerging technologies are not addressed  because seeking funding for un‐proven systems is generally not allowed in funding proposals. The  discussion below starts off with addressing the existing status quo power delivery system and the  advantages and disadvantages of upgrading the system to 3‐phase power delivery and interconnection.  1. In order to effectively leverage Port Graham’s CHP Biomass project for HEA’s service territory, an  upgrade to a 220 volt, three‐phase powerline is also proposed.  This is a constructive and proactive  strategy to address the fact that Cook Inlet Railbelt power production is anticipated to become more  expensive, mainly due to the reduction of natural gas for power development. Railbelt electrical  associations and other independent power producers are attempting to face this challenge by adding  other power generation projects. Additional projects would require large capital investments and  subsequent rate hikes to power consumers. Port Graham’s power project would be designed to serve  local communities and economic development consumers using local resources controlled by Port  Graham Tribe, corporation and local landowners that would create both jobs and an economic  source of revenue for sale of biomass for fuel. It is presumed that local development and  consumption would provide incentive to local producers and consumers to control costs that would  provide heat and power on a long term basis while also contributing power back to the Railbelt  system. Local sale of power, if allowed by Homer Electric Association and State Regulatory  Commission, would make collection of fees for power consumption more effective and would likely  be more collectible than what HEA has experienced.  2. State of Alaska has proposed that wood heat is the only cost effective alternative use of woody  biomass. It is certainly estimated to be the most cost effective although in practice what we have  seen become of some wood heat only projects in the state is the system worked but several projects  have not been sustained for various reasons. Woody biomass for CHP does have limitations on feed  stock availability over the life of the project and faces economy of scale on obtaining and producing  the woody biomass feedstock. By including the Native village corporations with their extensive fuel  source and road infrastructure, long‐term fuel source agreements that would utilize lower grades of  wood and whose extraction could help with forest improvements of existing stands could be a  Renewable Energy Fund Grant Application Round 3 AEA10-015 Grant Application symbiotic relationship. Port Graham Corporation needs the benefits of three‐phase power, heat and  cooling for cold storage capabilities of a larger than community only needs for heat and power. Port  Graham’s hatchery project and Nanwalek’s hatchery project and material rock source site  development also have the need for inexpensive sources of power. In coordination with the local  woody biomass CHP plant business, this group could conceivable control fuel source costs.  Controlling fuel source residual costs could help alleviate the relative high cost of fuel source  extraction and production.  3. Many sites across Alaska and elsewhere prefer development of wind power technology. Although  wind source studies have not been conducted in the area, general observations are that wind is  intermittent, variable, and tends to gust during fall to early spring. By study, intermittent winds are  not reliable sources of power to the extent that State of Alaska generally proposes wind power  backed by diesel power generation. It is assumed that wind tower generation has a higher capital  investment that the woody biomass project proposed. However, if the upgraded powerline is  installed, adding more power through wind generation to the grid system and local use could make  economic sense. Woody biomass power generation has shown reliable at sustained loads for 11‐ months, 2‐weeks out of each year. Wind generation in comparison cannot demonstrate such  reliability except in steady wind locations. HEA says they would have load balancing problems  associated with wind power. Current thinking in use of wind technology is to direct excess power to  heating water storage systems and using diesel power or battery storage during low wind periods.  Port Graham’s U‐shaped valley and variable and turbulent wind may cause maintenance problems  for wind towers. If these wind towers were of 1‐megawatt power generation size or larger, then  repair and maintenance of these towers that requires large equipment and expensive bearings and  other maintenance and replacement apparatuses may become cost prohibitive.  4. Hydropower is a reasonable alternative except for capital cost for development. There was a U. S.  Forest Service sponsored study conducted north of Port Graham Bay on a small stream for  hydroelectric development. Power output was undetermined although assumed would have small  scale power but cost was estimated at $7 million in 1988 dollars without power line or road access  development.  5. In stream generation and tidal power projects is deemed by Port Graham Village Council and are  communities to risky to salmon fish stocks that venture into Cook Inlet and into Port Graham’s and  English Bay Rivers. Community has expressed concern for their subsistence and economic resource  impact of possible effects on these stocks by such technology.  6. From Port Graham’s hatchery operation or possible cannery operation fish oil could be derived from  fish waste. Port Graham’s feasibility study covered this option and recommends fish oil be added to  biomass fuel to enhance Btu output of biomass.  7. Port Graham Bay was the original site of the first Russian American coal mine located at Coal Cove  along the north entrance to the bay. The coal is sub‐bituminous with a low sulfur content but high  water content. Mineshafts are said to have been flooded by saltwater from under Cook Inlet where  the mineshafts lead. A modern assessment of this resource was made but unclear of how accessible  remaining source and amount of resource could be available. 4.2 Existing Energy System 4.2.1 Basic configuration of Existing Energy System Briefly discuss the basic configuration of the existing energy system. Include information about the number, size, age, efficiency, and type of generation. The current power system consists of single‐phase 220‐volt power from Homer Electric Association  power grid leads to Port Graham from Seldovia; this system is wholly substandard as three‐phase power  Renewable Energy Fund Grant Application Round 3 AEA10-015 Grant Application is by far the convention and is needed in rural and remote Alaska communities for reliability and  sustainability. Port Graham serves as a substation for both Port Graham and Nanwalek, Alaska.  Nanwalek’s single‐phase powerline is strung through trees across Native allotment lands and has  frequent power outages due to trees falling on the line. HEA has co‐located its own backup generator in  Port Graham Cannery’s diesel power plant where modern switches allow HEA to power up their  generator in the event of power outages from transmission lines to Port Graham and Nanwalek. HEA’s  diesel power plant produces approximately 300 kilowatts power. Port Graham Cannery diesels have  three power plants that can produce 260 kilowatts power each and one power plant that produces 105  kilowatts. Port Graham Chief Pat Norman says that the 105 kilowatt power plant is used most often for  supplemental power. Port Graham’s diesel power plants and HEA’s diesel power plant were installed in  1999 after reconstruction of Port Graham Cannery.   4.2.2 Existing Energy Resources Used Briefly discuss your understanding of the existing energy resources. Include a brief discussion of any impact the project may have on existing energy infrastructure and resources. There are two existing energy resources supplied to Port Graham and Nanwalek, Alaska. The first is the  single‐phase 220‐volt electrical power supplied by Homer Electrical Association. The second is the fuel  oil, number 2 diesel, supplied for home and community building heat except for the two schools that use  propane for heat. A brief description, discussion, and impact on these resources are discussed as follows:  Homer Electric Association currently supplies single‐phase 220‐volt electrical power. According to HEA,  supplying power across Kachemak Bay to Seldovia, Port Graham, and to Nanwalek, Alaska is not cost  effective. After a consultation with HEA in Kenai, Alaska August 14, 2009, they un‐officially indicated that  they would be more than happy to have power produced from Port Graham to supply electrical power to  these eastside communities as power supplied from the this end of the line system would be steady and  more reliable than the way power is supplied now. HEA also offered to support Port Graham’s efforts to  upgrade the intertie to a three‐phase 220‐volt system from Seldovia to Nanwalek via Port Graham by  asking the Alaska State Legislature to fund such project.   Heat is currently supplied by fuel oil obtained by Port Graham Corporation and sold at cost with no  holding costs applied. Port Graham Corporation feels that this is a cost burden that they cannot sustain  and welcome this woody biomass CHP project in hopes that it will displace this burden. Olen Harris,  Executive Director North Pacific Rim Housing Authority has estimated that reducing fuel consumption in  Nanwalek would have a direct adverse effect on the cost of fuel per gallon delivered to Nanwalek such as  gasoline. NPRHA pays for Nanwalek’s fuel delivery costs. Each home and community building would also  need to have electrical power for heat conversions installed. Some homeowners and building owners  may not wish to adopt the new system proposed.  Port Graham and Nanwalek schools are heated by propane that is barged into the communities. Left over  fuel from the end of a school year is vented into the atmosphere. The Kenai Peninsula Borough School  District pays for the propane and delivery to these two communities. The borough would need to be  approached to see if they would be willing to convert to electrical power (or steam) for heat rather than  trying to maintain the propane system.  4.2.3 Existing Energy Market Discuss existing energy use and its market. Discuss impacts your project may have on energy customers. The Port Graham Biomass CHP Project proposes to supply 3‐phase electrical power for heat and power in  Port Graham, Alaska. With a 3‐phase system, electricity for heat and power could be tied to Nanwalek  and Seldovia in the future. Port Graham and Nanwalek use single‐phase 220‐volt power, but it is  inadequate for the needs of the communities. Port Graham’s hatchery and cannery use 3‐phase diesel  Renewable Energy Fund Grant Application Round 3 AEA10-015 Grant Application power. Positive impacts the Biomass CHP project would have are to change the electrical power  infrastructure to 3‐phase power and adopt electricity for clean heat, whose price could be negotiated  with HEA at a lower rate through metering in the power purchase agreement. Electricity for heat would  require retrofitting homes and buildings of willing owners to utilize this power, which based on cost  analysis is economically feasible.  Project proposes to supply 3‐phase electrical power for heat and power in Port Graham, Alaska. Using  electricity for heat and power could be applied to Nanwalek and Seldovia, Alaska. Port Graham and  Nanwalek are adapted to single‐phase 220‐volt power use. Port Graham hatchery and cannery use three‐ phase diesel power. There would be a need to change the electrical power infrastructure to 3‐phase  power as well as adopting electricity for heat. Electricity for heat would require retro‐fitting homes and  buildings of willing owners to adopt this use of power.  Costs for electrical heat and power are estimated to approximate current costs yet cost of conversion  may be prohibitive to some consumers. However, long‐term cost effect of this project is estimated to  increase at a more controlled cost rate and would not rise as quickly as current cost trends for projected  increases in Railbelt power costs. Economic development projects planned could benefit knowing the  three‐phase power would be available, at a reasonable cost, and cost increases over time may not be  subject to greater cost increases from power produced elsewhere. There will be some conversion costs  to consumers and Port Graham Village Council, Chugachmiut and North Pacific Rim Housing Authority are  addressing this issue separately.  Calculations show that conversion costs can be cost effective for most  consumers, there will likely be some for which costs may be prohibitive.  4.3 Proposed System Include information necessary to describe the system you are intending to develop and address potential system design, land ownership, permits, and environmental issues. 4.3.1 System Design Provide the following information for the proposed renewable energy system: • A description of renewable energy technology specific to project location • Optimum installed capacity • Anticipated capacity factor • Anticipated annual generation • Anticipated barriers • Basic integration concept • Delivery methods A conceptual biomass CHP plant design was recently completed.  The project will produce 1,601 kW net  of electricity for sale (1,674 kW gross less 73 kW parasitic) of 3‐phase 220‐volt electrical power in the  winter and 1,457 kW net of electricity during the summer months. The plant will utilize approximately 3  tons per hour of wood chips to produce approximately 20,000 lbs/hr and up to 11.385 million kilowatts  hours per year (kWh/yr) of electricity. Waste heat in the form of hot water or low pressure steam could  be captured and utilized in commercial operations at the cannery site.  The proposed site is located  adjacent on the north side of Port Graham on Village owned property.   The facility is to be built with conventional, proven technology and fueled with readily available biomass  materials from the immediate vicinity.  As such, the facilities are expected to be operational full time  except for reasonable downtime for maintenance.  Annual fuel is estimated to be 14,610 tons/year, based on a consumption rate of 3 tons per hour and  plant operation 85 % of the time. The collection, chipping and handling of the wood, in addition to  providing environmental benefits and reducing the usage of fossil fuel, will also employ a number of new  Renewable Energy Fund Grant Application Round 3 AEA10-015 Grant Application full time employees.  This will include equipment operators, truck drivers and management support for  those functions.  Please refer back to Section 3.2 – Phase III Final Design and Permitting and Phase IV Construction,  Commissioning, Initial Operations and Reporting for design descriptions.  4.3.2 Land Ownership Identify potential land ownership issues, including whether site owners have agreed to the project or how you intend to approach land ownership and access issues. Intended project could involve four types of landowners. The biomass project site could either be located  on Port Graham community lands or Port Graham Corporation lands. Biomass fuel source is located on  Port Graham Corporation lands and from possible Native allotment lands located along the road system.  A discussion of these land ownership issues and our approach to obtaining use of these lands are  discussed below.  Port Graham Village Council owns and manages Port Graham Community lands that are not already  owned by townsite lot owners. Port Graham Corporation owns the cannery site. The school site is owned  by Kenai Peninsula Borough.   One of the preferred sites is located off the north end of the current airport boarded by the coast. Port  Graham Village Council has indicated that they intend to lease this site for the life of the operation of the  power facility. An existing road accesses the site. Site is closer to the chipping site and its location would  avoid hauling chips through residential neighborhoods. However, the site would not be suitable if current  airport remains open. the new airport project planned by State of Alaska Department of Transportation  is expected to be completed around 2014 or 2015. This airport completion date would coincide with  approximate start‐up of proposed biomass CHP project.  The other preferred site is on the Port Graham Cannery lands owned by Port Graham Corporation who  would enter a lease agreement with the owner/ operator entity. Site location for steam boiler and or  turbine system is located approximately 500 feet northwest of the Port Graham Cannery and diesel  powerhouse. The diesel powerhouse sits adjacent to the cannery and contains modern switching gear  that can direct power from Homer Electric Association’s 220‐volt single‐phase power supply or switch to  3‐phase diesel generated electrical power. It would be easier from this site to supply low‐pressure steam  or hot water from the biomass power plant to canning or other fish processing operations. Low‐pressure  steam or hot water can also be piped to heat the school, the fire hall, and other nearby community  buildings from this site.  Port Graham Corporation timberlands would be the main supply for the biomass fuel resource. Port  Graham Corporation has indicated that they are willing to negotiate a fuel source agreement. Please see  the discussion in Section 4.1 of this RFA for more detail. Native allotment owners would need to be  approached regarding negotiating a fuel source agreement. Chugachmiut’s Realty and Forestry Programs  are charged with serving Native allotment owners in Port Graham and Nanwalek and will be asked to  provide assistance to these owners. Some may wish to participate and some may not wish to participate.    All landowners in the area will need to be provided more information prior to entering into negotiations.  For willing landowners such as Port Graham Corporation, a biomass timber cruise will be conducted to  more accurately measure available woody biomass supply. Chugachmiut will conduct a similar biomass  cruise on willing biomass Native allotment lands. A biomass fuel source extraction plan is intended to be  developed in Phase III tasks that will be placed into a forest management plan for each landowner. For  Native allotment owners the forest management plan will be incorporated into one document. Once an  accurate assessment of fuel is done, the amount and location of the fuel source extraction plan will be  presented to the landowners. Stumpage price will also need to be negotiated and is explained in Section  4.1 of this RFA.  Renewable Energy Fund Grant Application Round 3 AEA10-015 Grant Application 4.3.3 Permits Provide the following information as it may relate to permitting and how you intend to address outstanding permit issues. • List of applicable permits • Anticipated permitting timeline • Identify and discussion of potential barriers Our objective in this task is to identify and obtain all permits required for construction and operation of  the proposed plant and its associated activities (roadway improvements, grid connections, fuel  harvesting and transportation, etc. Permitting timeline to obtain all permits is approximately one‐year  except permits that could only be obtained during the project construction and testing phase. Specific  tasks include:  • Update environmental NEPA assessment and regulatory analysis of the proposed plant. Specify  emissions and waste disposal characteristics and permitting information requirements. Develop  budget, schedule and action plan.  • Refine environmental permitting and regulatory compliance plan for the proposed plant.   • Finalize emissions, effluents and solid waste estimates as basis for permit scoping.    • Develop budget, schedule and action plan. A list of possible permits needed is supplied below and please reference Section 4.3.4 Environmental  following for an additional list of permits that were not provided here to reduce redundancy: 1. DEC emissions permit, if applicable. However, it is anticipated emissions will not be of an amount  or volume that would require a permit.  2. A Coastal Management Permit may be required, especially if effluent were to be run into Port  Graham Bay.  3. U. S. Fish and Wildlife Permits for Taking of Endangered Species may not be required because  nesting sites are not located near either proposed site location.  4. NEPA assessment and plan of operations needs to be developed and reviewed by stakeholder  agencies and the public. Development and review is anticipated for one‐year.  5. Kenai Peninsula Borough would need to conduct a tax assessment of site chosen and project  development business.  6. State of Alaska would require filing of a business license and declaration of the type of business  developed that would own and operate this independent power plant. 4.3.4 Environmental Address whether the following environmental and land use issues apply, and if so how they will be addressed: • Threatened or Endangered species • Habitat issues • Wetlands and other protected areas • Archaeological and historical resources • Land development constraints • Telecommunications interference • Aviation considerations • Visual, aesthetics impacts • Identify and discuss other potential barriers A preliminary National Environmental Protection Act (NEPA) assessment was made in the Port Graham  biomass feasibility study. This proposal intends to include development of a more detailed NEPA  Renewable Energy Fund Grant Application Round 3 AEA10-015 Grant Application assessment and environmental operation plan for the development and operation of the biomass plant.  For the issues outlined in Section 4.3.4 Environmental, a description and discussion of how these will be  addressed follows below.  • Threatened or Endangered species   • The habitat ranges of five threatened and endangered species have been identified in the  Kachemak Bay area: Steller’s eider; Short‐tailed Albatross; Steller sea lion; Humback whale;  and sea otter. No Threatened or Endangered Species are known on the project site although  Steller sea lions and sea otter frequent the region but are more often found closer to  Kachemak Bay and Cook Inlet. Bald eagles, protected under the federal Eagle Protection Act  occur in the area. Several nesting or roosting sites have been identified by the U.S Fish and  wildlife Service within the Port Graham Bay area. Currently no nesting trees have been  observed on the project site.  • The effect of the biomass facility is likely minimal on threatened and endangered species as it  will be constructed in the village of Port Graham. This issue will be addressed further through  the National Environmental Policy Act (NEPA). The effect of wood fuel procurement will likely  not be an obstacle to the project and will be further addressed through the NEPA process  and the Forest Management Plan which is being developed to manage the area forests.    • Habitat issues   • Currently no habitat issues are located within either preferred project site.  If water  withdrawals are to occur from a stream, a Fish Habitat Permit must be obtained from Alaska  Department of Fish and Game. Any wastewater discharge will require permitting from the  Alaska Department of Environmental Conservation.    • Wetlands and other protected areas  • The project locations are not in any special habitat or wetlands locations and will be greater  than 100 feet in distance from any wetlands so no additional permitting is needed. If the  project site were to fall within a wetland a section 404 permit from the US Army Corps of  Engineers would be required.    • Archaeological and historical resources  • There are no known archaeological and historical resources located on the project site but  the Alaska Costal management Program Standard 6 AAC 80.150 would apply to the project.  • Once development begins, if artifacts or other culture evidence is encountered during any  phase of the project work shall be stopped. The State historic Preservation Office and the  Port Graham Village Council would be notified. Only after documentation and appropriate  mitigation measures are approved would the project commence.    • Land development constraints  • The sitting and approval of major industrial facilities and related activities are subject to State  Standards 6 AAC 80.070(b).  • The site of the project lies within the Alaska Costal Management Zone and more specifically  within the Port Graham and Nanwalek AMSA. State Standards 6 AAC 80.040 would apply to  our project activities and the project must pass the Costal Consistency Review Process.  • Before occupancy of the facility a DEC approved sewage collection system must be installed  per 18 AAC 72 unless DEC authorizes another method of waste disposal  • A Kenai Peninsula Borough Floodplain Development Permit  will be required if the project  location lies within the Port Graham mapped flood plane  Renewable Energy Fund Grant Application Round 3 AEA10-015 Grant Application • A State building permit will be required from the State Fire Marshal    • Telecommunications interference  • There are no telecommunications problems to note.    • Aviation considerations  • The project location is near the current Port Graham Airport so air quality and building  specification will need to be within the Federal Aviation Administration’s regulations. The site  located at the end of the runway could not operate until the construction of the new airport  is completed. The other site is located 300 feet away from the current airport.    • Visual, aesthetics impacts  • The project location is in and near Port Graham so we do not anticipate any adverse visual or  aesthetic impacts except acceptance by community members. The location of the log sort  yard has been used, as a log‐sorting yard in the past so no further negative visual or aesthetic  impacts will occur. Emissions from the biomass facility could negatively affect visual or  aesthetics in the area but the project is required to meet Alaska State Code and EPA  emissions requirements. These regulations limit emission requirements would likely be met  by the technology chosen and would not affect visual aesthetics. Therefore, we do not  anticipate any negative visual or aesthetic impacts from the project.  • 18 AAC 50.010. Ambient Air Quality Standards  • 18 AAC 50.015. Air Quality Designations, Classifications, and Control Regions  • 18 AAC 50.055. Industrial Processes and Fuel‐Burning Equipment  • 18 AAC 50.075. Wood‐Fired Heating Device Visible Emission Standards    • Identify and discuss other potential barriers  We are unaware of other potential barriers at this time. Should other barriers arise, we will  develop a protocol to assess such possible impacts to the project and seek solutions to overcome  or mitigate such problems.  4.4 Proposed New System Costs and Projected Revenues (Total Estimated Costs and Projected Revenues) The level of cost information provided will vary according to the phase of funding requested and any previous work the applicant may have done on the project. Applicants must reference the source of their cost data. For example: Applicants Records or Analysis, Industry Standards, Consultant or Manufacturer’s estimates. 4.4.1 Project Development Cost Provide detailed project cost information based on your current knowledge and understanding of the project. Cost information should include the following: • Total anticipated project cost, and cost for this phase • Requested grant funding • Applicant matching funds – loans, capital contributions, in-kind • Identification of other funding sources • Projected capital cost of proposed renewable energy system • Projected development cost of proposed renewable energy system See Section 2.6 Project Budget Overview of this RFA for detail regarding answers to this section.  4.4.2 Project Operating and Maintenance Costs Renewable Energy Fund Grant Application Round 3 AEA10-015 Grant Application Include anticipated O&M costs for new facilities constructed and how these would be funded by the applicant. (Note: Operational costs are not eligible for grant funds however grantees are required to meet ongoing reporting requirements for the purpose of reporting impacts of projects on the communities they serve.) See Section 2.6 Project Budget Overview of this RFA for detail regarding answers to this section. 4.4.3 Power Purchase/Sale The power purchase/sale information should include the following: • Identification of potential power buyer(s)/customer(s) • Potential power purchase/sales price – at a minimum indicate a price range • Proposed rate of return from grant-funded project A Power Purchase Agreement must to be negotiated with Homer Electric Association (HEA), the member  owned utility that owns much of Port Graham community’s electrical power infrastructure.  HEA supplies  single‐phase 220‐volt power to Port Graham and neighboring Nanwalek, Alaska. The Power Purchase  Agreement (PPA) would need State Regulatory Commission approval. HEA has offered to help Port  Graham Village Council and Chugachmiut present a request to the State Regulatory Commission and the  Alaska State Legislature to fund installation of a 3‐phase 220‐volt power line connecting Seldovia, Alaska  and Port Graham and Nanwalek, Alaska. HEA will be replacing the existing power line between Port  Graham and Nanwalek when State of Alaska Department of Transportation develops a new airport to be  located between the two communities. The airport development is anticipated to take place 2012 to  2014. The airport project will be majority funded by U. S. Federal Aviation Administration. The 3‐phase  power line connecting Port Graham and Nanwalek to Seldovia will provide the necessary infrastructure  to connect the biomass CHP project to the Railbelt electric distribution grid system, providing access to  market for the proposed power producing facility. HEA has suggested that the proposed project will  significantly improve electrical service to Seldovia, Port Graham, and Nanwalek, Alaska.  See Section 3.2 in this RFA, Task 5 – Power Purchase/Sale for other information regarding power  purchase/sale agreements.  4.4.4 Project Cost Worksheet Complete the cost worksheet form which provides summary information that will be considered in evaluating the project. Please find the Project Cost/Benefit Worksheet attached to this application. We have also included an  excerpt from The Potential For Biomass District Energy Production in Chugachmiut Communities,  conducted in 2007 by the Energy & Environmental Research Center of the University of North Dakota. A  7Mb copy of the final report has been included in the electronic CD version of this application.  Renewable Energy Fund Grant Application Round 3 AEA10-015 Grant Application SECTION 5– PROJECT BENEFIT Explain the economic and public benefits of your project. Include direct cost savings, and how the people of Alaska will benefit from the project. The benefits information should include the following: • Potential annual fuel displacement (gal and $) over the lifetime of the evaluated renewable energy project • Anticipated annual revenue (based on i.e. a Proposed Power Purchase Agreement price, RCA tariff, or cost based rate) • Potential additional annual incentives (i.e. tax credits) • Potential additional annual revenue streams (i.e. green tag sales or other renewable energy subsidies or programs that might be available) • Discuss the non-economic public benefits to Alaskans over the lifetime of the project See Section 2.6 Project Budget Overview of this RFA for detail regarding answers to this section.  SECTION 6– SUSTAINABILITY Discuss your plan for operating the completed project so that it will be sustainable. Include at a minimum: • Proposed business structure(s) and concepts that may be considered. • How you propose to finance the maintenance and operations for the life of the project • Identification of operational issues that could arise. • A description of operational costs including on-going support for any back-up or existing systems that may be require to continue operation • Commitment to reporting the savings and benefits Sustainability is the core rationale for Port Graham’s drive to plan, develop and operate this proposed  CHP Biomass facility. Sustainability for its own community and its neighboring communities. In order for  the community to be sustainable, the Biomass CHP Project too must be sustainable. Listed here are Port  Graham’s plans for a sustainable Biomass CHP facility.  Port Graham Tribal Council plans to develop a separate entity to own and operate this biomass  independent power producer. Working with the finance team, we will determine within six months if this  entity should be a non or for profit. If the independent entity is a for‐profit organization, it would then be  able to take advantage of any tax credits available and use depreciation that may make developing this  project more economically viable. If grant funding were not available for down payment of the project,  then using a combined relationship of a tax credit investor along with a not‐for‐profit business entity may  make better financial sense. Such arrangements allow for what is called a “flip” of ownership, where the  entity who has been taking advantage of the tax benefits ends, and then sells and turns over the  operation to a long‐term entity to own and operate, which would be an entity formed and owned by Port  Graham Tribal Council.  Finance of the maintenance and operations for the life of the project would be through collection of fees  from Port Graham, Nanwalek, and possibly Seldovia consumers of power and through a wholesale power  purchase agreement with HEA. Collection of power consumption fees that has been problematic for HEA  could be improved by the use of installation of credit meters for each power consumer. Otherwise, it may  be more cost effective for the life of the project to just sell power through the power purchase agreement  with HEA and let utility do the collection and maintenance of the power infrastructure.  Operational issues that could arise include operation of the technology, personnel trained and hired for  the operation and fuel source production process, fuel source supply issues, cost issues related to  inflation, permitting, and compliance issues. Technology issues are those that shut down or reduce the  Renewable Energy Fund Grant Application Round 3 AEA10-015 Grant Application production of the power intended to be produced because of mechanical or electronic breakdowns or  dysfunctions that reduce operating efficiencies. Personnel trained and hired to operate the biomass CHP  system need to develop procedural systems that ensure maintenance and operations function efficiently.  Retaining such personnel could be an ongoing issue that may require training additional potential  employees for absences and turnover for the life of the project. The purpose of fuel source agreements  with landowners is to ensure a sustainable supply of biomass fuel that also recognizes that the  landowners should receive increased stumpage fees over time to keep up with inflation. If Port Graham  Corporation, for example, feels that they have a higher and better use for their woody biomass, they may  wish to change or back out of a long‐term agreement, which would be very problematic for the continued  operation of the project. Inflation cost issues relate to borough taxation, labor cost price increases,  maintenance and repair costs, and other costs related to cost inflation over the life of the project.  Regulatory compliance and permitting issues could change over the period of the project that may require  upgrades to the technology to meet these requirements. Fuel source production may experience changes  in requirements that may drive up the cost of production. Each of these issues need to be planned for and  contingency responses developed to ensure continued successful operation.  Operational costs mentioned in the previous paragraph reflect changes that could occur that may affect  operation costs. Redundant power systems are available that need to be maintained. The power line  infrastructure would, in general, be maintained by HEA. The connection and   maintenance of the biomass CHP system to the power line infrastructure would be part of operational  costs. The diesel power plant located adjacent to Port Graham Cannery and owned by Port Graham  Corporation would be maintained by the corporation. However, during biomass CHP system annual shut  down period for maintenance or breakdown may need to rely on the diesel power plant. Such use may  require an agreement for Port Graham Corporation to supply such power if the HEA diesel generator  cannot handle the full load needed at any given occurrence of a CHP system shut down.  Port Graham Tribal Council will ensure its power entity will report annually it savings and benefits to its  customers, stakeholders, and to the council.  SECTION 7 – READINESS & COMPLIANCE WITH OTHER GRANTS Discuss what you have done to prepare for this award and how quickly you intend to proceed with work once your grant is approved. Tell us what you may have already accomplished on the project to date and identify other grants that may have been previously awarded for this project and the degree you have been able to meet the requirements of previous grants. Port Graham’s proposal to the Alaska Energy Authority has methodically identified steps to successfully  develop a CHP Biomass facility. Port Graham, along with Chugachmiut, has been taking steps on this  project since 2005 when it developed its initial Integrated Resource Management Plan4 (IRMP) for the U.  S. Bureau of Indian Affairs. The IRMP included development of a renewable biomass development  project as a priority development. After BIA’s review of the IRMP and having reviewed the U. S.  Department of Energy feasibility plan for biomass power production (described in the next paragraph),  the Office of Indian Energy and Economic Development has tentatively offered a loan guarantee for this  project. This loan guarantee component is critically needed to leverage AEA’s grant funding to complete  development of this project. Following are the major efforts undertaken by Port Graham to advance the  4 Integrated Natural Resource Management Plan for Nanwalek and Port Graham, ASCG Incorporate  November 2006 and Integrated Natural Resource Management Plan for Nanwalek and Port Graham  Phase II, Margaret King and Associates, July 2009. Renewable Energy Fund Grant Application Round 3 AEA10-015 Grant Application Biomass CHP Project.  A feasibility study that included a resource assessment was completed July 2007 through funding from U.  S. Department of Energy (DoE) Tribal Energy Program titled The Potential for Biomass District Energy  Production in Port Graham, Alaska feasibility study. This document is included in the CD portion of this  RFA. This Port Graham Biomass CHP Project remains on DoE’s list of projects eligible for development  assistance since the feasibility study was funded by DoE.  Office of Indian Energy and Economic Development funded the Port Graham Capability and Capacity  Assessment to Operate a Tribal Utility grant to conduct an assessment of capacity and capability of the  Port Graham Village Council to develop, staff, and manage a biomass utility business. This assessment  was completed September 30, 2009, and a final report will be submitted in late November 2009. The  Council currently plans to develop a tribally owned for‐profit entity to operate the biomass CHP facility.  They may seek an investment / operating partner to capitalize on available tax incentives if a non‐profit  operating entity is formed.  Chugachmiut funded a financial feasibility study through T. P. Roche Company for this biomass CHP  project proposal to assess financial feasibility, engineering design, technology selection, and fuel source  extraction at a more detailed level. A conceptual design for the biomass power generating facility was  developed through T. P. Roche by rem Engineer’s Doug Latulippe. Tom Roche developed the financial  feasibility study shown in Section 2.6 Project Budget Summary. Charles Nash and Chugachmiut’s Forester  Nathan Lojewski and Enterprise Director Charles Sink used the Port Graham Biomass Feasibility Study  and data that Chugachmiut already retains to make the fuel source supply assessments and fuel  extraction cost information. SECTION 8– LOCAL SUPORT Discuss what local support or possible opposition there may be regarding your project. Include letters of support from the community that would benefit from this project. Included in this RFA are copies of letters‐of‐support from the following entities:  1. Port Graham Village Council Resolution 10‐03  2. Port Graham Corporation letter‐of‐intent to reach a fuel source supply agreement and lease of land  for biomass project as applicable  3. North Pacific Rim Housing Authority letter‐of‐intent to support biomass project  4. Chugachmiut letter‐of‐intent to support Port Graham Village Council development project  5. Homer Electric Association letter‐of‐intent to enter into a power purchase agreement and other  support  6. U. S. Bureau of Indian Affairs letter‐of‐support to this biomass project to request BIA Loan Guarantee  80/20 Program funding  SECTION 9 – GRANT BUDGET Tell us how much you want in grant funds Include any investments to date and funding sources, how much is being requested in grant funds, and additional investments you will make as an applicant. Include an estimate of budget costs by milestones using the form – GrantBudget3.doc Port Graham Village Council (Council) intends to use a combination of sources to finally bring this project  to reality. Ever since the completion of The Potential for Biomass District Energy Production in  Chugachmiut Communities study completed in 2007 the Council has worked toward this goal,  developing relationships with several entities both public and private, please refer to the attached  Renewable Energy Fund Grant Application Round 3 AEA10-015 Grant Application letters of support and commitment.    The Council requests the following funds from the listed entities:    Alaska Energy Authority $3,313,920  Bureau of Indian Affairs $5,374,289  In‐kind committed funds include:  Port Graham Village Council $9,000  Chugachmiut $66,018  Total Project Costs: $8,763,228    Direct Labor & Benefits ‐ Port Graham Village Council administrative staff will provide the primary  interface with AEA and all other parties to this project. The three Port Graham staff members associated  with this project will devote 33% of their time to this project from start to finish, fringe benefits are  factored in at 35%. Resumes for all three have been included as part of this application.  • Pat Norman, First Chief  • Francis Norman, Tribal Administrator  • Vivian Malchoff, Tribal Bookkeeper  This is a large project for Port Graham and will require a large percentage of staff time to accomplish.  Additional funding has been requested under the Contractual Services category for a firm to provide  Project Accounting, training for the Port Graham staff in this area will be included in the scope of work  when this service is solicited, thereby providing Port Graham staff with the ability to sustain this effort  long after this project has been completed.  The Council will also rely upon the proven relationship with Chugachmiut, Inc. to provide technical  assistance throughout this project either through general guidance related to administration of the  project; i.e. report writing and solicitation of consultants and contractors as well as more technically  complex activities such as negotiating loan agreements, permitting and environmental reporting to  name a few of the areas where Chugachmiut staff expertise will be required. It is the intent of the  Council to contract with Chugachmiut to provide this more specific technical assistance where required  to meet project milestones as addressed in this application, such as intermediary support in finalizing  the loan agreement between the lending institution and the Port Graham Village Council prior to the  completion of Phase III.  Chugachmiut staff involved with this project will include:  • Charlie Sink, Director, Enterprise and Trust Division  • Nathan Lojewski, Chugachmiut Forestry Manager  • Elmer Moonin, Chugachmiut Project Assistant  It is estimated that, on average, 25% of their time will be spent on this project, from beginning to end.  Chugachmiut staff have a vested interest in seeing this project completed. Charlie Sink has been  involved with this project for over 4 years since the first feasibility study grant was written. Chugachmiut  fringe benefits are figured in at 36%.  Travel & Per Diem ‐ Travel costs are illustrated on the spreadsheet attached to this application.  Whereas many of the meetings will be conducted via telephone between Port Graham staff,  Chugachmiut staff and out of state consultants, there will be a necessity to conduct several meetings in  person. The Travel table shows the number of trips, destination and length in travel status for each  traveler. Air fare is based on current web searches utilizing Travelocity.com and Expedia.com; lodging  and per diem costs are based on published federal rates for the locale.  Equipment ‐ Equipment proposed for this project has been discussed at length throughout this  Renewable Energy Fund Grant Application Round 3 AEA10-015 Grant Application application. The costs associated with the particular equipment is detailed on the Project Costs  spreadsheet. Only equipment recognized as the standard in this area of power generation has been  considered. Throughout the discussion of this project, brand names are used to represent the level at  which this project wishes to reflect, once the proper technology has been identified, competitive  solicitations will be issued.  Materials & Supplies – The amount requested under this category are necessary to manage a project of  this complexity and are further detailed as sub‐categories on the Budget worksheet.  Contractual Services – This category represents the level of expertise Port Graham wishes to bring to  this project. This type project is relatively new to Alaska and therefore experts in this field will be  required to provide the required project services as have been discussed within this document.  A detailed project cost assessment has recently been completed using a contractor, T. P. Roche  Company, whose team includes a biomass project development and financial consultant, a biomass  plant design engineer, and a biomass supply consulting forester. The design engineer provided estimates  of capital investment for the biomass unit, as well as start up, operation and maintenance costs. The  forester provided an estimate of fuel supply harvesting equipment and fuel supply extraction costs. The  financial consultant provided realistic economic projection for development and operation of the  proposed project using information provided by his team and from Port Graham Tribal Council and  Chugachmiut. It is expected the same level of expertise will be brought into this project.  As mentioned above under the category for Direct Labor, Port Graham will contract with an accounting  firm that is not only competent in the field of Project Accounting, but also have the ability to provide  training to Port Graham staff so they may take over these duties once the project has been completed.  Construction Services – This category addresses the actual preparation of the site, the construction of  the plant and the installation of the equipment. Please refer to the discussion for this category under  Phase IV, Task 4.  Other – The Other category addresses costs necessary to the success of this project such as working  capital and financing fees to prepare the documents that will secure the loan, which BIA has stated they  will guarantee through that agency; Owner’s CM Insurance while the project is under construction; costs  associated with start‐up and commissioning the power plant and finally costs to address miscellaneous  unseen costs and contingencies.  To the best of our abilities the costs represented herein and within the included worksheets are  reasonable for a project of this caliber. Application development staff are available to discuss further  any issues that require additional explanation. Renewable Energy Fund Grant Application Round 3 AEA10-015 Grant Application SECTION 9 – ADDITIONAL DOCUMENTATION AND CERTIFICATION SUBMIT THE FOLLOWING DOCUMENTS WITH YOUR APPLICATION: A. Resumes of Applicant’s Project Manager, key staff, partners, consultants, and suppliers per application form Section 3.1 and 3.4. B. Cost Worksheet per application form Section 4.4.4. C. Grant Budget Form per application form Section 9. D. Letters demonstrating local support per application form Section 8. E. An electronic version of the entire application on CD per RFA Section 1.6. F. Governing Body Resolution or other formal action taken by the applicant’s governing body or management per RFA Section 1.4 that: - Commits the organization to provide the matching resources for project at the match amounts indicated in the application. - Authorizes the individual who signs the application has the authority to commit the organization to the obligations under the grant. - Provides as point of contact to represent the applicant for purposes of this application. - Certifies the applicant is in compliance with applicable federal, state, and local, laws including existing credit and federal tax obligations. F. CERTIFICATION The undersigned certifies that this application for a renewable energy grant is truthful and correct, and that the applicant is in compliance with, and will continue to comply with, all federal and state laws including existing credit and federal tax obligations. Print Name Signature Title Date