Loading...
HomeMy WebLinkAboutSEIRP BV Errata Sheet-2012-A1  July 2012  Southeast Alaska Integrated Resource Plan  Black & Veatch’s Errata Sheet      Volume 2 – Technical Report  Section 2  Page 2‐1, Section 2.1, Third Paragraph, Last Line.  Change “will continue” to “will likely continue”.  Page 2‐5, Section 2.3.4, End of Second Paragraph.  Delete “.” and add “based on average monthly  energy.  Average monthly energy for integrated resource planning is typical, but can slightly  underestimate average diesel generation.”  Page 2‐6, Figure 2‐3.  Figure 2‐3 has been revised and is attached.  Page 2‐6, Section 2.4, Third Paragraph, Third Line.  After “members.” add “Appendix F provides a  list of the stakeholder meetings.”  Page 2‐7, Section 2.5, First Paragraph, Third Line.  Change “seven” to “eight”.    Section 3  Page 3‐3, Section 3.2.1, First Issue, Second Paragraph, Sixth Line.  Change “most” to “many” and  delete “(outside of Juneau, Ketchikan, and Sitka)”.  Page 3‐3, Section 3.2.1, Third Issue, Title.  Change “Inflexible Utility Business Structure” to “Future  Role of SEAPA May Need to Evolve”.  Page 3‐3, Section 3.2.1, Third Issue.  Replace paragraph with the following.  “A joint action agency,  Southeast Alaska Power Agency (SEAPA), operates as a generation and transmission entity serving  southern Southeast Alaska.  SEAPA is not regulated by the Regulatory Commission of Alaska (RCA),  but is governed by its Board of Directors which is made up of its member utilities.  SEAPA currently  provides service to Petersburg, Wrangell, and Ketchikan.  As the region moves forward, there may  be a need for SEAPA to evolve in terms of the services that it provides, the assets that it operates,  and the communities and other entities to which it provides those services.”  Page 3‐4, Section 3.2.3, First Paragraph, Second Line.  Change “electric space” to “electric resistance  space” and after “heating.” add “Some of these conversions have even received State grant funding.”  Page 3‐6, Section 3.2.8, First Paragraph, Beginning With Third Line.  Change “9.82” to “9.83”, “2009”  to “2010”, “15.09” to 14.76”, and “2009” to “2010”.  2  July 2012  Page 3‐8, Section 3.2.11, Third Issue, Fourth Line.  After “reduced.” Insert “SEAPA and IPEC are able  to spread these risks among their members, but other utilities in the region do not have the same  ability to share their risks with other utilities.”    Section 4  Page 4‐2, Figure 4‐1.  Delete the dot to the right of Sitka.  Page 4‐11, Third Paragraph, First Line.  Change the first sentence to read “Ketchikan Public Utilities  (KPU) buys power from SEAPA pursuant to a Power Sales Agreement.”  Page 4‐15, Section 4.1.25, Fourth Paragraph, First Line.  Change the first sentence to read  “Petersburg Municipal Power & Light buys the vast majority of its power from SEAPA pursuant to a  Power Sales Agreement.”  Page 4‐19, Section 4.1.32, Third Paragraph, First Line.  Change first sentence to read “Wrangell  Municipal Light & Power (WMLP) buys the vast majority of its power from SEAPA pursuant to a  Power Sales Agreement.”  Page 4‐20, Section 4.2, No. 2, Third Line.  Change “Lake Tyee” to “Tyee Lake”.  Page 4‐25, Section 4.2.1.1, First Paragraph, Fifth Line.  Put a period after “1981” and delete “and  provides power to both Wrangell and Petersburg.”  Page 4‐25, Section 4.2.1.1, First Paragraph, Sixth Line.  Delete sentence beginning with “Excess  energy”.  Page 4‐25, Section 4.2.1.1, Second Paragraph, Second Line. Change “pipeline” to “concrete arch  dam”.  Page 4‐25, Section 4.2.1.1, Third Paragraph, Second Line.  Change “largely state‐grant” to “largely  Federal and State grant”  Page 4‐25, Section 4.2.1.1, After Third Paragraph.  Insert new paragraph “SEAPA sells power to  Petersburg, Wrangell, and Ketchikan under the terms of a Long Term Power Sales Agreement.   Energy generated from Tyee Lake is first dedicated to Petersburg and Wrangell.  Energy from Swan  Lake is first dedicated to Ketchikan.  Petersburg, Wrangell, and Ketchikan must purchase their Firm  Power Requirements in excess of existing generation in operation by 1985 under the terms of the  Long Term Power Sales Agreement.”  Page 4‐25, Section 4.2.1.3, First Paragraph, First Line.  Put a period after “systems” and delete  remaining of sentence.  Page 4‐26, Section 4.2.1.5, First Paragraph, First Line.  Change “Kennercott” to “Helca”.  3  July 2012  Page 4‐27, Section 4.2.1.7, First Paragraph, Ninth Line.  After ‘system.” Insert new sentence “In  2011, the transmission line was extended to connect Coffman Cove.”  Page 4‐27, Section 4.2.1.7, First Paragraph, Tenth Line.  Delete “Coffman Cove in 2011 and”.  Page 4‐32, Table 4‐3, Tenakee 1.  Change “1992” to “2006” and “0.125” to “0.088”.  Page 4‐32, Table 4‐3, Tenakee 2.  Change “1993” to “2006” and “0.125” to “0.088”.  Page 4‐32, Table 4‐3.  Add to the bottom of the table “Tenakee 3, 2006, 0.064”.  Page 4‐34, Section 4.2.3.1.1, Second Paragraph, Third Line.  Delete “and”.  Page 4‐34, Section 4.2.3.1.1, Second Paragraph, Fourth Line.  Change “Associates.” to Associates, and  a 2011 update by D. Hittle & Associates.”  Page 4‐34, Section 4.2.3.1.1, Fourth Bullet, Fourth Line.  Change “AATP” to “SATP”.  Page 4‐34, Section 4.2.3.1.1, Fourth Bullet, Sixth Line.  Change “Narrow” to “Narrows”.  Page 4‐35, First Paragraph, Fourth Line.  Change “required.” to “required.  This is Option 1A in the  2011 update.  In the 2011 update, a higher cost option (Option 1B) was included which is based on  helicopter construction.”  Page 4‐35, First Paragraph, Fifth Line.  Change “report.” to “report.  Black & Veatch also reviewed  the 2011 cost update which was provided without narrative.”  Page 4‐35, First Paragraph, Twelfth Line.  Change “will be” to “will not be”.    Page 4‐35, Figure 4‐5.  Figure 4‐5 has been revised and is attached.  Pages 4‐36 through 4‐38, Table 4‐4. Table 4‐4 has been revised and is attached.  Page 4‐39, First Paragraph, Third Line.  “Change “2010” to “2011”.  Page 4‐39, First Paragraph, Fourth Line.  Change “Option 2 results in a savings of $5.9 million in  2009 dollars.” to “Option 1, which assumes the DOT road is constructed, results in a savings of $5.7  million in 2011 dollars excluding interest during construction.  The 2011 update shows a $3.4  million savings without the DOT road and $5.1 million savings with the DOT road, all in 2011  dollars excluding interest during construction if a directional bore is used in place of the submarine  cable.”  Page 4‐39, First Paragraph, Fourth Line.  Delete “If the Alaska” through the end of the paragraph.  Page 4‐47, First Paragraph Below Table 4‐9.  Add the following to end of the paragraph “Local  bonding is under way and a community commitment is pending, reducing the additional funding  requirements to $1.0 million.”  4  July 2012  Page 4‐52, Table 4‐15.  Delete “AP&T Transmission Line AEA Renewable Energy Fund Grant Round  5 Application $1,200,000”.  Page 4‐52, Table 4‐15.  Change “$6,861,499” to $8,061,499”.  Page 4‐52, Second Paragraph Below Table 4‐15, Third Line.  Change “signed and the Round 5  Renewable Energy Fund Grant has not been awarded.” To “signed.  Authorized loans are being  negotiated which will cover remaining funding requirements.”  Page 4‐54, Last Paragraph.  Add following sentence at end of paragraph “Both applications have  been recommended for award.”  Page 4‐59, Section 4.3.1, Third Paragraph, First Line.  Change “diversify” to “restructure”.  Page 4‐60, Section 4.3.1.2, First Paragraph, Second Line.  After “Mitkof Island.”  Insert “The utility  purchases power from SEAPA under the terms of a Power Sales Agreement.” and delete “utility’s”.  Page 4‐60, Section 4.3.1.2, First Paragraph, Third Line.  Change “.  The Tyee project” to “which”.  Page 4‐60, Section 4.3.1.3, First Paragraph, Fourth Line.  Change “WMLP obtains the” to “WMLP  purchases power from SEAPA under the terms of a Power Sales Agreement.  The”.  Page 4‐60, Section 4.3.1.3, First Paragraph, Fourth Line.  Change “through SEAPA from the” to “is  provided by SEAPA’s”.    Section 8  Page 8‐11, Table 8‐5, Coeur Alaska Kensington Mine, Power Required.  Add footnote (1) “Wayne  Zigarlick of Coeur Alaska Kensington Gold Mine indicates that after their paste plant is completed  and fully operating, their load will be 8‐9 MW.      Page 8‐12.  Delete note to typist at bottom of page.  Page 8‐56, First Bullet, Third Line.  Delete “made”.  Page 8‐56, First Bullet, Fourth Line.  Change “and development” to “and also associated with the  development”.  Page 8‐56, First Bullet, Fifth and Sixth Lines.  Change “for forecasting purposes a new” to “the  potential”.  Page 8‐56, First Bullet, Sixth Line.  Change “A 60 percent load” to “Assuming a 60 percent”.  Page 8‐56, First Bullet, Seventh Line.  Change “factor has been assumed resulting in total annual” to  “factor, results in potential annual”.  5  July 2012  Page 8‐56, First Bullet.  Delete last two sentences and add “This potential new load has not been  included in the Reference Scenario forecast due to uncertainty with respect to its timing and even  its ultimate development.  If the potential load were to develop, there is uncertainty as to whether it  would be served from the grid or by dedicated facilities.”  Page 8‐64, First Bullet.  Delete and replace with “A potential new 2 MW mine load was identified  with a projected 2016 operation date.  Assuming a 60 percent load factor, the potential annual  energy requirements would be 10,512 MWh.  This specific potential new load has not been included  in the Reference Scenario forecast due to uncertainty with respect to its timing and even its  ultimate development.  If the potential load were to develop, there is also uncertainty as to whether  it would be served from the grid or by dedicated facilities.”  Page 8‐111, Section 8.11.1.1.  After first paragraph, insert new paragraph “Subsequent to the  issuance of the Draft Southeast Alaska IRP, Elfin Cove provided historical data on peak demand, net  energy sold, and number of customers.”  Page 8‐111, Section 8.11.1.1, 2011‐2015 – Short Term.  Add the following sentence to the end of the  second paragraph “The subsequent historical data shows the number of customers decreasing from  74 in 2004 to 69 in 2010.”  Page 8‐111, Section 8.11.1.1, 2011‐2015 – Short Term.  Add the following sentence to the end of the  third paragraph “The subsequent historical data shows the energy sales have decreased from 319  MWh in 2004 to 250 MWh in 2010.”     Section 9  Page 9‐7, First Paragraph.  Replace paragraph with the following paragraphs:  “The Bradley Lake funding model combines an equity contribution from the State of Alaska  equal to 50 percent of the turnkey project costs and 50 percent of the turnkey cost through  tax‐exempt financing via State‐sponsored tax‐exempt bonds.  Tax‐exempt bonds were  available to the project due to the ownership by the AEA.  The Bradley Lake Agreement  provides for Excess Payments equal to the average annual debt service that commence once  the bonds have been paid in full.  The final bond payment is expected in year 30 of the  project (2021), which will trigger the Excess Payments in year 31 that continue until  original termination date of the agreement in year 50 of the project (2041).  All purchasers  have the opportunity to renew for an additional 40 years (or whatever the remaining  expected life expectancy is).  The Excess Funds payments to the State are to be deposited in  the Railbelt Energy Fund to support the construction of a high‐capacity transmission system  from Fairbanks to the Kenai Peninsula.  The take‐or‐pay Power Sales Agreement provides  security from each utility participant for the project revenue bonds.  The Power Sales Agreement also establishes the Bradley Lake Project Management  Committee (BPMC) that consists of participating utilities and the AEA to govern the  6  July 2012  operations and maintenance of the Bradley Project.  The BPMC is required to establish a  Renewal and Contingency Fund to provide funds for approved project modifications and  repairs as part of the Bond Resolution.  Operations and maintenance of Bradley Lake is  provided under contract with Homer Electric.  Dispatch and scheduling of the project  electrical output is by Chugach Electric’s dispatch center.  Based on the five series of bonds issued to date, the average annual debt service is  $12.3million.  The initial equity contribution by the State drastically reduced the on‐going  effects of interest‐during‐construction on the debt.  The Bradley Lake Project has a nameplate capacity of 126 MW and produces approximately  375,000 MWh of energy per year.”    Section 10  Page 10‐6, Last Paragraph.  Add the following to the end of the paragraph “Black & Veatch and HDR  have broadly characterized the potential projects as “storage” or “run‐of‐river” in Table 10‐2.   These broad characterizations may be subject to change as additional information is developed on  the potential projects.”  Page 10‐13, Figure 10‐2.  Haines to Skagway transmission line should be shown as submarine cable.  Page 10‐23, Section 10.5, First Paragraph.  Add the following sentence to the end of the paragraph  “The estimated energy costs in Table 10‐5 are based on the 30‐year fixed charge rate in Table 6‐1.”  Page 10‐24, Table 10‐5.  Table 10‐5 has been revised to include Estimated Energy Cost and is  attached.  Page 10‐36, Table 10‐7.  Revise the rankings for Indian River as follows.  Development Level ‐ 2,  Licensing/Permitting ‐ 1, Constructability/Reliability Access ‐ 3, Operating Reliability ‐ 1, Project  Line Maintenance ‐ 1.    Section 11  Page 11‐4, Section 11.1.4.  Add the following new paragraph at the end of the section. “Subsequent  to publication of the Draft Southeast Alaska IRP a notice of the Draft Supplement to Update Analysis  in the Programmatic EIS to Address Roadless Concerns; Consideration for Lease Approval, Bell  Island Geothermal Leases was published in the Federal Register on May 18, 2012.”  Page 11‐5, Section 11.2, Second Paragraph, Fifth Line.  Change “the current state of the rule would  make it difficult to construct wind” to “the uncertainty associated with the rule adds uncertainty to  potential wind.”  7  July 2012  Page 11‐8.  After first paragraph, add the following paragraph “Subsequent to the issuance of the  Draft Southeast Alaska IRP, the Kake, Alaska Wind Resource Report was published on January 6,  2012.  Black & Veatch’s comments on the report are as follows.  The Kake wind power data as  presented is from well regarded measuring equipment.  The placement of anernometers at 20 m  and 34 m provides one less data set and requires greater extrapolation to hub height than industry  standards, though the wind resource measured seems worthy of further review.  Positive indicators  include the wind power density benefiting from high air density, seasonal resource variation  correlating with load variation, and the consistency of wind direction evidenced by the wind rose.  In the next phase of analysis, a potential wind site developer would give greater consideration to  specific turbine locations that would have less turbulent winds. These may be hilltops as mentioned  in the report, but these potential sites would need to be selected based on constructability and  ability to bring generated power to the load. Power production at the site would benefit from  additional turbine height beyond the 37 m hub height of the 100 kW Northwind 100 B model  turbine identified.  Further wind speed investigation may be warranted for potentially higher hub  heights using alternative technology such a lidar or sodar, if towers and associated turbines would  be available in the market for those higher hub heights.”  Page 11‐14, First Paragraph, Second and Third Lines.  Change “Project received partial” to “Project  was recommended for partial”.  Page 11‐15, Figure 11‐12.  Delete all sawmills except Viking.  Page 11‐16, Above Section 11.7.  Insert following paragraph “Small biomass gasifiers are currently  under development, but have not reached a demonstrated commercial status.  Converting biomass  gas to electricity also is subject to technical challenges at small scales.  The biomass gasification  technology is still developing and has not yet demonstrated that it will provide reliable power at  significantly lower costs than diesels.”  Page 11‐18, Section 11.9.  Add following paragraph at the end of section “SEACC recently completed  a performance evaluation at a small residential solar photovoltaic (PV) in Angoon as a part of the  Sustain Angoon Demonstration Project: Photovoltaic Installation.  The evaluation calculated  payback period of 11.5 years based on the pre‐PCE rates.  Based on the data in the evaluation and  eliminating the cost of the battery back‐up system, Black & Veatch estimated the 2011 cost of  energy for the system to be $597/MWh which compares to the diesel generation cost of $255/MWh  presented in Table 12‐12.  Behind the meter dispersed generation such as the Sustain Angoon  Demonstration Project obtain savings based on the retail electric rate, but the majority of the non‐ fuel cost savings would in turn increase the non‐fuel cost for other customers PV prices have been  declining and as stated above the solar PV alternative should be monitored, but its current high  price precludes it from further consideration in the Southeast IRP at this time.”  Page 11‐20.  Add new section as follows “11.10.1.4 Geothermal ‐ Subsequent to publication of the  Draft Southeast Alaska IRP, a notice of the Draft Supplement to Update Analysis in the  Programmatic EIS to Address Roadless Concerns, Consideration for Lease Approval, Bell Island  Geothermal Leases was published in the Federal Register on May 18, 2012.”  8  July 2012  Page 11‐28, Section 11.11, First Paragraph, Seventh Line.  Change “purportedly” to “potentially”.   Page 11‐28, Section 11.11, Second Paragraph, First Line.  Delete “supposedly”.  Page 11‐28.  Add the following paragraph at the bottom of the page “Another potential technology  for long‐term storage could be pumped storage.  Normally pumped storage projects are designed  for daily storage or at the most weekly storage.  For a project to have significant long‐term storage,  it would need a very large upper reservoir.  Costs for pumped storage can be high depending upon  the specific situation.  Black & Veatch did not identify any potential sites in Southeast Alaska that  appear to be good candidates for long‐term pumped storage.”    Section 12  Page 12‐5, Section 12.3, First Paragraph, Eighth Line.  Change “Forest is” to “Forest in the  Inventoried Roadless Area is”.  Page 12‐5, Section 12‐3, First Paragraph, Ninth Line.  Delete “significantly”.  Page 12‐8, Figure 12‐2.  The line from Haines to Skagway should be submarine cable.  Page 12‐9, Section 12.5.1, First Paragraph, Ninth Line.  Change “Hawks” to “Hawk”.  Page 12‐9, Section 12.5.1, First Bullet.  Change “Hawks” to “Hawk”.  Page 12‐9, Section 12.5.1, Sixth Bullet.  Change “Hawks” to “Hawk”.  Page 12‐9, Section 12.5.2, First Paragraph. Fifth Line.  Change “Lake Tyee” to “Tyee Lake”.  Page 12‐9, Section 12.5.2, First Paragraph, Seventh Line.  Change “69” to “115”.  Page 12‐15, After Figure 12‐5.  Add paragraph, “After the issuance of the Draft Southeast Alaska IRP  Report, Polarconsult Alaska, Inc., issued a draft report for Phase II of a study, funded by the Denali  Commission, to develop a low‐power HVDC transmission technology suitable for rural Alaska.   According to Polarconsult, the Phase II findings indicate that the HVDC transmission systems  developed under this program will significantly reduce the cost of Southeastern interties.  Black &  Veatch has not conducted an independent evaluation of this study but agree this option warrants  more detailed consideration in the years ahead.”  Page 12‐16, Section 12.5.4, First Paragraph, Fourth Line.  After “experience.”  Insert “Black & Veatch  independently estimated the submarine cable portions of the transmission interconnections.”  Page 12‐18, Section 12.5.5.1, Title.  Change “Hawks” to “Hawk”.  Page 12‐18, Section 12.5.5.1, First Paragraph, Fourth Line.  Change “Hawks” to “Hawk”.  Page 12‐19, Fourth Paragraph, Third Line.  Change “Hawks” to “Hawk”.  9  July 2012  Page 12‐20, Table 12‐2, Engineering, Permitting, Admin.  Delete “(30 percent)”.  Page 12‐20, Table 12‐2, Contingency.  Delete “(20 percent)”.  Page 12‐23, Table 12‐3, Engineering, Permitting, Admin.  Delete “(30 percent)”.  Page 12‐23, Table 12‐3, Contingency.  Delete “(30 percent)”.  Page 12‐26, Table 12‐4, Engineering, Permitting, Admin.  Delete “(30 percent)”.  Page 12‐26, Table 12‐4, Contingency.  Delete “(30 percent)”.  Page 12‐29, Table 12‐5, Engineering, Permitting, Admin.  Delete “(30 percent)”.  Page 12‐29, Table 12‐5, Contingency.  Delete “(30 percent)”.  Page 12‐31, Table 12‐6, Engineering, Permitting, Admin.  Delete “(30 percent)”.  Page 12‐31, Table 12‐6, Contingency.  Delete “(30 percent)”.    Page 12‐34, Table 12‐7, Engineering, Permitting, Admin.  Delete “(30 percent)”.  Page 12‐34, Table 12‐7, Contingency.  Delete “(30 percent).  Page 12‐36, Table 12‐8, Engineering, Permitting, Admin.  Delete “(30 percent)”.  Page 12‐36, Table 12‐8, Contingency.  Delete “(30 percent)”.  Page 12‐38, Table 12‐9, Engineering, Permitting, Admin.  Delete “(30 percent)”.  Page 12‐38, Table 12‐9, Contingency.  Delete “(40 percent)”.  Page 12‐39, Table 12‐10, SEI‐1A.  Change “Hawks” to “Hawk”.  Page 12‐39, Table 12‐10, SEI‐6.  Change “Hawks” to “Hawk”.  Page 12‐40, Table 12‐11, SEI‐1A.  Change “Hawks” to “Hawk”.  Change “2,8002” to “2,802”.  Page 12‐40, Table 12‐11, SEI‐6.  Change “Hawks” to “Hawk”.  Page 12‐41, Table 12‐12, Title.  Change to “Results of Transmission Interconnection Evaluation –  Initial Economic Evaluation Case”.  Page 12‐41, Table 12‐12, SEI‐1A.  Change “Hawks” to “Hawk”.  Page 12‐41, Table 12‐12, SEI‐6.  Change “Hawks” to “Hawk”.  Page 12‐42, Figure 12‐14, Title.  Change “Hawks” to “Hawk”.  Page 12‐45, Figure 12‐17, Title.  Change “Hawk’s” to “Hawk”.  10  July 2012  Page 12‐51, After Second Paragraph.  Insert following paragraph “Table 12‐12 presents the  estimated 2011 cost for transmission on a $/MWh basis for the interconnections evaluated.  This  transmission cost represents the estimated wheeling costs to serve each of the subregions or  communities connected by the proposed interconnections presented in Figures 12‐14 through 12‐ 22.  These wheeling costs range from $262 to $8,125/MWh.  Cost for associated energy would be in  addition to the wheeling cost.”  Page 12‐51, Bottom of Page.  Insert following paragraph “Section 601 of Public Law 106‐511 is  presented below.  SEC. 601. SOUTHEASTERN ALASKA INTERTIE AUTHORIZATION LIMIT.  Upon  the completion and submission to the United States Congress by the Forest Service of the ongoing  High Voltage Direct Current viability analysis pursuant to United States Forest Service Collection  Agreement #00CO‐111005‐105 or no later than February 1, 2001, there is hereby authorized to be  appropriated to the Secretary of Energy such sums as may be necessary to assist in the construction  of the Southeastern Alaska Intertie system as generally identified in Report #97‐01 of the Southeast  Conference.  Such sums shall equal 80 percent of the cost of the system and may not exceed  $384,000,000.  Nothing in this title shall be construed to limit or waive any otherwise applicable  State or Federal law.”  Page 12‐51, Following Above Paragraph.  Insert following paragraph “If the necessary  appropriations are made, the funds could improve the benefit‐cost ratios from a State perspective,  but would not change them from a public benefit perspective.  The maximum level of assistance of  $384 million is much less than current estimates to complete the remaining portion of the  Southeast Alaska Intertie.  From a practical standpoint, Black &Veatch believes that it will be  difficult if not impossible to obtain this funding for the interconnections, but nevertheless, it  represents a possible source of funding.”  Page 12‐52, Table 12‐13, Title.  Change to “Results of Transmission Interconnection Evaluation –  Public Benefit Case”.  Page 12‐52, Table 12‐13, SEI‐1A.  Change “Hawks” to “Hawk”.  Page 12‐52, Table 12‐13, SEI‐6.  Change “Hawks” to “Hawk”.  Page 12‐58, Section 12.8.4, After Last Bullet.  Insert the following paragraph “One advantage to the  AK‐BC Intertie is that once it is in place, if power is available, it can be imported immediately.”  Page 12‐61, Section 12.9, Before the Last Sentence.  Insert the following paragraph “The  interconnection from Skagway to Whitehorse could also support mining loads that might develop in  Canada.  The interconnection might be economical if the loads were large enough and they could be  supplied by low‐cost hydro projects developed in the Southeast.  However, there is uncertainty  associated with both the mine development and the hydro project development. “        11  July 2012  Section 13  Page 13‐12, Table 13‐1, Weather, Cooling/Heating.  Change “ASHP‐SEER 16” to “ASHP”.  Page 13‐16, Table 13‐3, Weather, Cooling/Heating.  Change “ASHP‐SEER 16” to “ASHP”.  Page 13‐21, Figure 13‐1, Residential.  Change “ASHP‐SEER 16” to “ASHP”.  Page 13‐22, Figure 13‐2, Residential.  Change “ASHP‐SEER 16” to “ASHP”.  Page 13‐23, Figure 13‐3, Residential.  Change “ASHP‐SEER 16” to “ASHP”.    Section 14  Page 14‐2, Section 14.2, Fourth Line.  Change “will generally decrease with oil or biomass.   Resistance space heating with oil is more expensive than with electricity generated by hydro, but is  less expensive than electricity generated by diesel.  Biomass space heating is lower in cost than  either electric resistance space heating with hydro (obviously including the capital cost for new  hydro units) and with oil.” to “decreases as the cost of heating decreases.  For instance, if a home is  heated with biomass, the dollar savings will be less than if the home were heated with oil.”  Page 14‐2, Section 14.2, Eighth Line.  Delete “as with electric space heating”.    Section 15  Page 15‐3, First Paragraph, Sixth Line.  Change “electric for” to “electric resistance heating for”.  Page 15‐3, After First Paragraph.  Insert the following new paragraph “If the conversion to electric  space heating were all to be by heat pumps, the additional electric loads above the Reference  Scenario Load Forecasts in Figures 15‐1 through 15‐8 would be approximately one‐half to one‐ third of the increase in Figures 15‐1 through 15‐8.”  Pages 15‐6, Figure 15‐9.  Add “Social/Political” to third leg of triangle.  Page 15‐9, Figure 15‐10, Title.  Change “Comparative Costs” to “Comparative Fuel Costs”.  Page 15‐9, Fourth Line.  Change “spacing” to “space heating”.  Page 15‐10, Table 15‐2, Title.  Change “MBtu” to “MMBtu”.  Page 15‐10, Table 15‐2, SOx.  Change “0.0016” to “0.0016(4)”.  Page 15‐10, Table 15‐2, Add Footnote.  “(4)Based on Ultra Low Sulfur No. 2 Oil.”  12  July 2012  Page 15‐10, Section 15.5, End of First Paragraph.  Insert “The conversion program estimate is an  estimate of the savings that might be achieved if a major program were undertaken.  Key to the  estimate is the assumption that all the capital cost associated with conversion would be provided  by State or other assistance.  Thus the customers would not have out‐of‐pocket capital expense  associated with converting to pellets and would have significantly lower operating costs.  With such  aggressive assumptions, a high level of penetration of conversion could be expected.  For this  estimate a penetration of conversion from oil to pellets is assumed to be 80 percent over a ten‐year  period.  While some people may think that such a penetration level is unrealistic, it is merely used  to estimate the savings that might occur.  The key assumption is that all capital costs of conversion  are assumed to be provided to the customer and are included as costs in determining the potential  savings.  This would be similar to estimating what the penetration of electric vehicles would be if  the State or some other organization were to pay the entire cost of the electric vehicle so that the  customer would have no out‐of‐pocket expense.  The penetration level would undoubtedly be very  high.  The actual penetrations associated with a pellet conversion program will need to be  developed as part of the detailed program development.  For comparison purposes, Black & Veatch  has also presented the savings if the penetration level were 30 percent over ten years in Section  1.0.”    Pages 15‐11 through 15‐14, Figures 15‐11 through 15‐18.  Change “Displaced Oil – Space Heating”  to “Displaced Oil – Spacing Heating 80 Percent Penetration”  Page 15‐15, Beginning in Twelfth Line.  Delete “with the projected savings in operating costs”.  Page 15‐15, Thirteenth Line.  Change “reasonable.  The” to “reasonable.  Detailed market studies  may result in lower penetration estimates.  The”.  Page 15‐15, Fourteenth Line.  Change “the pellet” to “the 80 percent pellet”.  Page 15‐15, Fourteenth Line.  Change “Table 15‐3.  Table 15‐3” to “Table 15‐3.  Lower penetration  levels would result in proportionally lower savings.  Table 15‐3”.  Page 15‐15, Twenty‐third Line.  Change “estimate” to “estimated”.  Page 15‐15, Twenty‐sixth Line.  Change “$532” to “$227”.  Page 15‐15, End of Paragraph.  Add “The capital costs in Table 15‐4 are assumed to be provided  through State funding; however, detailed market studies may indicate that significant levels of  conversion may take place with the capital cost of pellet space heating only being partially  subsidized.  Further market studies may indicate that service providers may fund all or part of the  capital costs in return for contracts with customers to provide the pellets.”  Page 15‐15, Table 15‐3, Title.  Change “Savings from Pellet Conversion Program” to “Savings from  Pellet Conversion Program – 80 Percent Conversion”.  Page 15‐16, Table 15‐4.  Revised Table 15‐4 is attached.   Page 15‐18, Section 15.7, First Paragraph Below Bullets, Third Line.  Change “produce up to about  30,000 tons” to “produce 30,000 tons or more”.  13  July 2012  Page 15‐18, Section 15.7, First Paragraph Below Bullets, Fifth Line.  Change “program about” to  “program, the equivalent of about”.  Page 15‐18, Section 15.7, First Paragraph Below Bullets, Sixth Line.  Change “fot” to “for”.  Page 15‐18, Section 15.7, First Paragraph Below Bullets, Eight Line.  Change “size.  Sealaska” to  “size.  The cost of electricity and access to transportation are also considerations in siting pellet  mills.  Sealaska”.  Page 15‐18.  Add following paragraph to bottom of page “Other infrastructure to store and deliver  pellets will need to be developed.  The type of infrastructure need will vary by community.”  Page 15‐19, Table 15‐6, Title.  Change “Estimated Pellet Consumption by Subregion” tp “Estimated  Pellet Consumption by Subregion – 80 Percent Conversion”.   Page 15‐20, Table 15‐7, Title.  Change “ Annual Pellet Consumption Southeast Region” to “Annual  Pellet Consumption Southeast Region – 80 Percent Conversion”.  Page 15‐20, Section 15.8, Third Line.  Change “breakeven cost” to “breakeven energy cost”.  Page 15‐20, Section 15.8, Sixteenth Line.  Change “heating and” to “heating for communities where  the oil price is higher than the breakeven price with electricity and”.  Page 15‐21, Title.  Change “Breakeven Costs” to “Breakeven Energy Costs”.   Page 15‐22, Figure 15‐20.  The revised Figure 15‐20 is attached.    Section 16  Page 16‐14.  After Second Paragraph.  Insert the following new paragraph “On May 24, 2011, the  final judgment reinstating the Roadless Area Conservation Rule as to the Tongass National Forest  states that, “Nothing in this judgment shall be construed to prohibit otherwise lawful road  construction, road construction, or cutting or removal of timber if and when approved by the U.S.  Forest Service to effectuate the following projects: (1) The Whitman Lake Hydroelectric Project as  licensed by the Federal Energy Regulatory Commission on March 17, 2009; (2) The Kake‐ Petersburg Intertie, as described in the Notice of Intent to prepare an Environmental Impact  Statement published in the Federal Register on May 7, 2010; (3) Rainforest Aerial Tram, as  described in the Decision Notice and Finding of No Significant Impact Issued by the U.S. Forest  Service on December 14, 2010; (4) Greens Creek Exploratory Drilling, as described in the Decision  Memo ‘2011 Surface Exploration Annual Work Plan’, issued by the U.S. Forest Service on April 8,  2011; (5) Greens Creek Geotechnical, as described in the Decision Memo ‘Geotechnical and  Hydrologic Drilling Investigations’ issued by the U.S. Forest Service on April 8, 2011; (6) Greens  Creek Tailings Expansion, as described in the Notice of Intent to prepare an Environmental Impact  Statement for the project published in the Federal Register on October 5, 2010; (7) Cascade Point  Road/Glacier Highway Extension, as described in the U.S. Forest Service Record of Decision issued  on December 22, 1998; (8) Blue Lake Hydroelectric Expansion, as described in the Federal Energy  14  July 2012  Regulatory Commission Notice of Application Accepted for Filing, Project No. 2230‐044, April 8,  2011; (9) Little Port Walter hydropower project, as described in the application dated April 2, 2008,  from the National Marine Fisheries Service to the U.S. Forest Service for a special use authorization;  (10) Swan Tyee Intertie, as described in the U.S. Forest Service Record of Decision issued August  1997 and the Secretary of Agriculture’s August 11, 2010, redelegation memorandum; (11) Bokan  Mountain Exploration Plan, as described in the proposed Plan of Operations dated March 15, 2011,  submitted by Rare Earth One, LLC, to the U.S. Forest Service; and (12) Niblack Mine Exploratory  Drilling, as described in the Decision Memorandum issued by the U. S. Forest Service on September  25, 2009.”  The final judgment further states, “Nothing in this judgment shall be construed to  prohibit any person or entity from seeking, or the U.S. Department of Agriculture from approving,  otherwise lawful road construction, road construction, or the cutting or removal of timber for  hydroelectric development pursuant to the standards and procedures set forth in the Federal  Power Act 16 U.S.C. §§ 791‐823d.  Such developments include but are not limited: (1) Takatz Lake  Hydroelectric Project, Federal Energy Regulatory Commission No. P‐13234; (2) Schubee Lake  Hydroelectric Project, Federal Energy Regulatory Commission Preliminary Permit No. P‐13645; (3)  Lake Shelokum Hydroelectric Project, Federal Energy Regulatory Commission Preliminary Permit  No. P‐13281; (4) Soule River Hydroelectric Project, Federal Energy Regulatory Commission Nos. P‐ 12615 and P‐13528; (5) Port Frederick Tidal, Federal Energy Regulatory Commission Preliminary  Permit No. P‐13512; and (6) Cascade Creek Hydroelectric Project, Federal Energy Regulatory  Commission No. P‐12495.  The list of projects and activities herein is not a judgment that they, or  any other projects or activities in the Tongass National Forest, would otherwise violate the term of  the Roadless Area Conservation Rule.  Nothing herein shall be construed as a judgment  about  whether projects  and activities not listed herein do or do not violate the Roadless Area  Conservation Rule.”    Page 16‐18, Table 16‐6, Title.  Change “MBtu” to “MMBtu”.  Page 16‐18, Table 16‐6, SOx.  Change “0.0016” to “0.0016(4)”.  Page 16‐18, Table 16‐6.  Add the following footnote “(4) Based on Ultra Low Sulfur No. 2 Oil”.  Pages 16‐22 through 16‐26, Section 16.3.3.  Black & Veatch has revised Section 16.3.3 in response  to comments regarding heat pumps to better place heat pumps in the proper context.  In addition,  Table 16‐9 in Section 16.3.3 has been replaced to eliminate confusion over the breakeven energy  cost between pellets and heat pumps.  The revised Section 16.3.3 is attached.   Page 16‐28, Last Paragraph on Page, First Line.  Change “significant” to “potential”.  Page 16‐30, Table 16‐10.  Add the following note to the table “Note 1.  The PCE only applies to the  first 500 kWh of residential consumption each month.  It does not apply to commercial customers  other than community buildings.”       15  July 2012  Section 17  Page 17‐4, Section 17.1.2.1, Second Paragraph, Second Line.  Change “prices.  In general, these  recent” to “prices.  Actual oil prices often exhibit volatility about fuel price projections.  Periods of  higher prices are often followed by periods of lower prices.  In general, recent”.  Page 17‐6, Table 17‐1, SEI‐1A.  Change “Hawks” to “Hawk”.  Page 17‐6, Table 17‐1, SEI‐6.  Change “Hawks” to “Hawk”.  Page 17‐7, Section 17.1.2.5, First Paragraph, Third Line.  Delete “, primarily due to the Roadless  Rule,”.  Page 17‐7, Section 17.1.2.5, First Paragraph, Fourth Line.  After “facilities.”  Add “Much of this  uncertainty stems from the Roadless Rule.  While there is disagreement with respect to the extent  that the Roadless Rule limits hydroelectric facility development, nevertheless, the uncertainty  associated with the Roadless Rule negatively affects development.”  Page 17‐7, Last Paragraph, First Line.  Change “region will” to “region and one 20 MW storage  project located in the Juneau region will”.  Page 17‐9, Table 17‐3, 2017.  Change “Ketchikan Storage” to “SEAPA Storage”.  Page 17‐9, Table 17‐3, 2028.  Change “Ketchikan Storage” to “SEAPA Storage”.  Page 17‐9, Table 17‐3, 2033.  Change “Ketchikan Storage” to “SEAPA Storage”.  Page 17‐9, Table 17‐3, 2044.  Change “Metlakatla Storage” to “SEAPA Storage”.  Page 17‐9, Table 17‐3, 2046.  Change “ Ketchikan Storage” to “SEAPA Storage”.  Page 17‐9, Table 17‐3, 2048.  Change “Kake Run‐of‐River” to “SEAPA Run‐of‐River”.  Page 17‐9, Table 17‐3, 2049.  Change “Petersburg Run‐of‐River” to “SEAPA Run‐of‐River”.  Page 17‐9, Table 17‐3, 2050.  Change “Petersburg Run‐of‐River” to “SEAPA Run‐of‐River”.  Page 17‐9, Table 17‐3, 2052.  Change “ Wrangell Run‐of‐River” to “SEAPA Run‐of‐River”.  Page 17‐10, Table 17‐3, 2053.  Change “Wrangell Run‐of‐River” to “SEAPA Run‐of‐River”.  Page 17‐10, Table 17‐3, 2054.  Change “Kake Run‐of‐River” to “SEAPA Run‐of‐River”.  Page 17‐10, Table 17‐3, 2055.  Change “Wrangell Run‐of‐River” to SEAPA Run‐of‐River”.  Page 17‐10, Table 17‐3, 2056.  Change “Tyee Lake Run‐of‐River” to “SEAPA Run‐of‐River”.  Page 17‐10, Table 17‐3, 2057.  Change “Tyee Lake Run‐of‐River” to “SEAPA Run‐of‐River”.  Page 17‐10, Table 17‐3, 2058.  Change “Metlakatla Storage” to “SEAPA Storage”.  16  July 2012  Page 17‐10, Table 17‐3, 2059.  Change “Tyee Lake Run‐of‐River” to “SEAPA Run‐of‐River”.  Page 17‐10, Table 17‐3, 2060.  Change “Kake Run‐of‐River” to “SEAPA Run‐of‐River”.  Page 17‐13, Table 17‐5.  Add “Bell Island” to SEAPA Specific Project Needs More Development.  Page 17‐13, Table 17‐5.  Add “Kake Wind” to SEAPA Specific Project Needs More Development.  Page 17‐14, Section 17.1.2.8, Second Paragraph, Fifth Line.  At end of line, add “These mini split heat  pumps do not require ducts, but may require multiple units in a house, increasing cost.”  Page 17‐15, Fourth Paragraph, Fourth Line.  Change “the conversion” to “the 80 percent  conversion”.  Page 17‐15, Fourth Paragraph, Fifth Line.  Change “532” to “227”.  Page 17‐15, Fifth Paragraph, First Line.  Change “program is”  to “program with 80 percent  conversion is”.  Page 17‐15, Fifth Paragraph, Second Line.  Change “532” to “227”.  Page 17‐16, Section 17.1.2.9 After Second Paragraph Below Bullets.  Add the following paragraph  “Another issue for consideration in the detailed DSM/EE program development is that these  utilities with higher diesel and non‐fuel costs are in the PCE program.  Savings in energy  consumption can reduce PCE payments by the State if customers are using less than the PCE  threshold of 500 kWh per month.  These reduced PCE payments may be a source of funding for the  DSM/EE programs.  Also if the savings in PCE payments could be utilized to off‐set non‐fuel costs,  more programs would be cost‐effective under the RIM test for high cost utilities.  These, as well as a  number of other considerations, will need to be included in the detailed program development.”  Page 17‐19, Section 17.1.2.11, Second Line.  Put a period after 17‐8 and delete the remainder of the  paragraph and add the following sentence “The additional funds are net of current and on‐going  funding requests.  Page 17‐19, Table 17‐8.  Table 17‐8 has been revised and is attached.  Page 17‐21, Table 17‐9, SEAPA, 2017.  Change “Ketchikan” to “SEAPA”.  Page 17‐21, Table 17‐9, SEAPA, 2017.  Change “Ketchikan” to “SEAPA”.  Page 17‐21, Table 17‐9, SEAPA, 2033.  Change “Ketchikan” to “SEAPA”.  Page 17‐21, Table 17‐9, SEAPA, 2046.  Change “Ketchikan” to “SEAPA”.  Page 17‐21, Table 17‐9, SEAPA, 2048.  Change “Kake” to “SEAPA”.  Page 17‐21, Table 17‐9, SEAPA, 2049.  Change “Petersburg” to “SEAPA”.  Page 17‐21, Table 17‐9, SEAPA, 2050.  Change “Petersburg” to “SEAPA”.  17  July 2012  Page 17‐21, Table 17‐9, SEAPA, 2051.  Change “Petersburg” to “SEAPA”.  Page 17‐21, Table 17‐9, SEAPA, 2052.  Change “Wrangell” to “SEAPA”.  Page 17‐21, Table 17‐9, SEAPA, 2053.  Change “Wrangell” to “SEAPA”.  Page 17‐21, Table 17‐9, SEAPA, 2054.  Change “Kake” to “SEAPA”.  Page 17‐21, Table 17‐9, SEAPA, 2055.  Change “Wrangell” to “SEAPA”.  Page 17‐21, Table 17‐9, SEAPA, 2056.  Change “Tyee Lake” to “SEAPA”.  Page 17‐21, Table 17‐9, SEAPA, 2057.  Change “Tyee Lake” to “SEAPA”.  Page 17‐21, Table 17‐9, SEAPA, 2058.  Change “Metlakatla” to “SEAPA”.  Page 17‐21, Table 17‐9, SEAPA, 2059.  Change “Tyee Lake” to “SEAPA”.  Page 17‐21, Table 17‐9, SEAPA, 2060.  Change “Kake” to “SEAPA”.  Page 17‐21, Table 17‐9, Upper Lynn Canal, 2056.  Change “Alaska P&T” to “Upper Lynn Canal”.  Page 17‐21, Table 17‐9, Upper Lynn Canal, 2059.  Change “Alaska P&T” to “Upper Lynn Canal”.  Page 17‐22, Table 17‐10, SEAPA, 2028.  Change “Ketchikan” to “SEAPA”.  Page 17‐23, Table 17‐11, SEAPA, 2044.  Change “Metlakatla” to “SEAPA”.  Page 17‐26, First Paragraph, Fifth Line.  Change “1.4” to “2.4”.  Page 17‐26, First Paragraph, Fifth Line.  Change “program to” to “program (80 percent conversion)  to”.  Page 17‐26, Table 17‐14.  Pellet Space Heating Program Total has been revised.  The revised Table  17‐14 is attached.  Page 17‐27, Section 17.2.1.1, Second Line.  Change “operation.” To “operation based on current and  on‐going funding requests.”  Page 17‐27, Section 17.2.1.1, Third Line.  Change “143.1” to “76.9”.  Page 17‐27, Section 17.2.1.1, Third Line.  Delete remainder of paragraph after “$143.1 million.”  Page 17‐27, Table 17‐15.  Table 17‐15 has been revised and is attached.  Page 17‐28, Section 17.2.1.2.  First Paragraph, Eighth Line.  Change “heating as” to “heating (80  percent conversion) as”.  Page 17‐28, Section 17.2.1.2, First Paragraph, Ninth Line.  Change “742” to “515”.  Page 17‐28, Section 17.2.1.2, First Paragraph, Last Line.  Change “2.0” to “1.8”.  18  July 2012  Page 17‐28, Section 17.2.1.3, First Paragraph, Last Line.  Change “23.4” to “18.4”.  Page 17‐29, Table 17‐16.  Table 17‐16 has been revised and is attached.  Pages 17‐29 Through 17‐32, Table 17‐17.  Table 17‐17 has been revised and is attached.  Page 17‐33, Table 17‐18, Hydroelectric Project‐specific High Level Reconnaissance Studies.  Change  “20 studies” to “ Approximately 20 studies”.  Page 17‐33, Table 17‐18, Hydro Project‐specific FERC License Application Preparation.  Change “10  projects” to “5 projects”.  Page 17‐33, Table 17‐18, Hydro Project‐specific FERC License Application Preparation.  Change  “10,000,000” to “5,000,000”.  Page 17‐33, Table 17‐18, Support Tidal/Wave Technology Development.  Change “Support  Tidal/Wave Technology Development” to “Support Development of New Technologies (e.g., Tidal  and Wave Power)”.  Page 17‐34, Table 17‐18, Total.  Change “23,425,000” to “18,425,000”.  Page 17‐35, Section 17.2.2, First Paragraph, Sixth Line.  Change “69.6” to “64.4”.   Pages 17‐36 Through Pages 17‐38, Table 17‐19. Table 17‐19 has been revised and is attached.  Page 17‐39, Table 17‐20.  Table 17‐20 has been revised and is attached.  Page 17‐39, First Paragraph, First Line.  Delete “in Metlakatla”.  Page 17‐39, First Paragraph, Fifth Line.  Change “program is” to “program (80 percent conversion)  is”.  Pages 17‐41 through 17‐43, Table 17‐21, PELLET CONVERSION COSTS.  Add following footnote  “(1)Based on 80 percent conversion”.  Page 17‐44, Table 17‐22, BIOMASS.  Add following footnote “1)Based on 80 percent conversion”.  Page 17‐45, Section 17.2.4, Fourth Line.  Change “Gartina Falls” to “Blue Lake”.  Pages 17‐46 through 17‐48, Table 17‐23, PELLET CONVERSION COST.  Add following footnote  “(1)Based on 80 percent  conversion”.  Page 17‐49, Table 17‐24, BIOMASS.  Add following footnote “(1)Based on 80 percent conversion”.  Page 17‐49, Second Paragraph, Second Line.  Change “period would” to “period, based on 80  percent conversion, would”.  Pages 17‐51 through 17‐53, Table 17‐25, PELLET CONVERSION COSTS.  Add following footnote  “(1)Based on 80 percent conversion”  19  July 2012  Page 17‐54, Table 17‐26, BIOMASS.  Add following footnote “(1)Based on 80 percent conversion”.  Page 17‐54, Last Paragraph, First Line.  Change “program is” to “program (80 percent conversion)  is”.  Pages 17‐57 through 17‐59, Table 17‐27, PELLET CONVERSION COSTS.  Add following footnote  “(1)Based on 80 percent conversion”.  Page 17‐60, Table 17‐28, BIOMASS.  Add following footnote “(1)Based on 80 percent conversion”.  Page 17‐60, First Paragraph, Sixth Line.  Change “program is” to “program (80 percent conversion)  is”.  Page 17‐60, Last Paragraph. Second Line.  Change “A subsidiary of AEL&P” to “AJT Mining  Company”  Page 17‐60, Last Paragraph, Fifth Line.  Delete the rest of the paragraph after “Juneau area.”  Pages 17‐62 through 17‐64, Table 17‐29, PELLET CONVERSION COSTS.  Add following footnote  “(1)Based on 80 percent conversion”.  Page 17‐65, Table 17‐30, BIOMASS.  Add following footnote “(1)Based on 80 percent conversion”.  Page 17‐65, First Paragraph, Eight Line.  Change “program is” to “program (80 percent conversion)  is”.  Pages 17‐67 through 17‐69, Table 17‐31, PELLET CONVERSION COSTS.  Add following footnote  “(1)Based on 80 percent conversion”.  Page 17‐70, Table 17‐32, BIOMASS.  Add following footnote “(1)Based on 80 percent conversion”.  Page 17‐70, First Paragraph, Third Line.  Change “program is” to “program (80 percent conversion)  is”.  Pages 17‐72 through 17‐74, Table 17‐33, PELLET CONVERSION COSTS.  Add the following footnote  “(1)Based on 80 percent conversion”.  Page 17‐75, Table 17‐34, BIOMASS.  Add following footnote “(1)Based on 80 percent conversion”.  Page 17‐75, First Paragraph, Third Line.  Change “program is” to “program (80 percent conversion)  is”.  Pages 17‐76 through 17‐83, Space Heating Graphic, Change “Displaced Oil – Space Heating” to  “Displaced Oil – Space Heating, 80 Percent Penetration”.       20  July 2012  Section 18  Page 18‐1, Section 18.1, Second Paragraph, Fourth Line.  Change “and conversion” to “and 80  percent conversion”.   Page 18‐1, Figure 18‐1.  Figure 18‐1 has been revised and is attached.  Page 18‐2, Section 18.2, First Paragraph, Eighth Line.  Change “48.59” to “52.94”.  Page 18‐2, Section 18.2, First Paragraph, Ninth Line.  Change “56.81” to “61.16”.   Page 18‐3, Section 18.3.3, First Paragraph, Third Line.  Change “is” to “would have been”.  Page 18‐3, Section 18.3.3, First Paragraph, Fourth Line.  Change “will” to “would”.  Page 18‐3, Section 18.3.3, First Paragraph, Fourth Line.  Change “remaining.  The” to “remaining.   Subsequent to the publication of the Draft Southeast Alaska IRP, their Round 5 grant was denied.   The”.  Page 18.3, Section 18.3.3, First Paragraph, Fifth Line.  Change “10” to “25”.  Page 18‐3, Section 18.3.3, First Paragraph, Sixth Line.  Change “10” to “25”.  Page 18‐3, Section 18.3.3, First Paragraph, Seventh Line.  Change “90” to “75”.  Page 18‐4, Section 18.6, First Paragraph, Second Line, Change “532.1” to “227”.  Page 18‐4, Section 18.6, First Paragraph, Third Line.  Change “million compared” to “million for 80  percent conversion compared”.  Page 18‐4, Section 18.6, First Paragraph, Fifth and Sixth Lines.  Change “but to” to “but probably not  to”.    Section 19  Page 19‐3, Section 19.2.1, Third Bullet.  Change “wind, geothermal” to “wind, solar, geothermal”.  Page 19‐5, Table 19‐1.  Table 19‐1 has been revised and is attached.  Page 19‐15, Top of Page.  Insert new section “19.2.3.2.5 Generation Resources‐Solar”.  Page 19‐15, Above Section 19.2.3.2.5.  Insert new Table 19‐7 which is attached.  Page 19‐15, Section 19.2.3.2.5, Title.  Change “19.2.3.2.5” to “19.2.3.2.6”.  Page 19‐15, Section 15.2.3.2.5, Table 19‐7, Title.  Change “19‐7” to “19‐8”.  Page 19‐16, Section 19.2.3.2.6, Title.  Change “19.2.3.2.6” to “19.2.3.2.7”.  21  July 2012  Page 19‐16, Section 19.2.3.2.6, Table 19‐8, Title.  Change “19‐8” to 19‐9”.  Page 19‐17, Section 19.2.3.2.7, Title.  Change “19.2.3.2.7” to “19.2.3.2.8”.  Page 19‐17, Section 19.2.3.2.7, Table 19‐9, Title.  Change “19‐9” to “19‐10”.  Page 19‐19, Section 19.2.3.2.8, Title.  Change “19.2.3.2.8” to “19.2.3.2.9”.  Page 19‐19, Section 19.2.3.2.8, Table 19‐10, Title.  Change “19‐10” to “19‐11”.  Page 19‐20, Section 19.2.3.2.9, Title.  Change “19.2.3.2.9” to “19.2.3.2.10”.  Page 19‐20, Section 19.2.3.2.9, Table 19‐11, Title.  Change “19‐11” to “19‐12”.  Page 19‐21, Section 19.2.3.3, Table 19‐12, Title.  Change “19‐12” to “19‐13”.    Section 20  Page 20‐4, Seventh Bullet, First Line.  Change “Whether” to “The manner in which”.  Page 20‐7, Number 9, Second Bullet, Third Line.  Change “heating in” to “heating based on 80  percent conversion in”.  Page 20‐8, Table 20‐1, Optimal DSM/EE, Biomass, and Other Renewables Case.  Change “Case” to  “Case(1), (2)”.   Page 20‐8, Table 20‐1, Optimal DSM/EE, Biomass, and Other Renewables Case.  Change “2,030” to  “1,725”.  Page 20‐8, Table 20‐1.  Add footnotes, “(1)Includes optimized hydro and transmission.” and  “(2)Assumes 80 percent biomass conversion.”  Page 20‐8, Second to Last Paragraph, Third Line.  Change “analysis” to “analysis.”  Page 20‐8, Last Paragraph, Fifth Line.   Change “that” to “than”.  Page 20‐9, Table 20‐2, OPTIMAL DSM/EE, BIOMASS AND OTHER RENEWABLES CASE.  Change  “BIOMASS AND” to “BIOMASS (80 PERCENT) AND”.  Pages 20‐11 and 20‐12, Table 20‐3, Second and Third Tables, OPTIMAL DSM/EE, BIOMASS AND  OTHER RENEWABLES CASE – SAVINGS RELATIVE TO STATUS QUO CASE.  Change “BIOMASS AND”  to “BIOMASS (80 PERCENT) AND”.  Page 20‐29, Table 20‐5.  Table 20‐5 has been revised and is attached.  Pages 20‐34 through 20‐36, Table 20‐6.  Change “Biomass” to “Biomass – 80 percent conversion” in  all occurrances.  22  July 2012  Page 20‐34, Table 20‐6, SEAPA, Kake‐Petersburg Interconnection.  Change “48.6” to “52.9”.  Page 20‐34, Table 20‐6, SEAPA, Biomass.  Change “139.4” to “36.7”.  Page 20‐34, Table 20‐6, Admiralty Island, Thayer Creek Project.  Change “13.0” to “6.0”.  Page 20‐34, Table 20‐6, Baranof Island, Blue Lake Hydro.  Change “47.5” to “1.0(1)”.  Page 20‐35, Table 20‐6, Prince of Wales, Reynolds Creek Hydro.  Change “5.5(2)” to “0.0(1)”.  Page 20‐35, Table 20‐6, Prince of Wales, DSM/EE.  Change “0.0(3)” to “0.0(2)”.  Page 20‐35, Table 20‐6, SEAPA, Biomass.  Change “166.0” to “42.1”.  Page 20‐36, Table 20‐6.  Delete footnote (2).  Page 20‐36, Table 20‐6.  Change “(3” to “(2)”.  Page 20‐41, No. 15.  Revise No . 15 to read “ Support further development of emerging technologies  (e.g. tidal and wind power) to encourage the development of additional resource options to provide  the region with additional future generation options.”  Page 20‐41, No. 16.  Revise No. 16 to read “ Develop a standard power sales agreement (PSA) that  could be used by project proponents and the potential purchasers (e. g. utilities) of a project’s  power as the starting point for negotiations.  Financing of potential projects will not occur without a  clear identification of who will buy that power, and the terms and conditions associated with the  sale.  The existence of a standard PSA will quicken the time required to negotiate an agreement and  lower the related costs.”  Page 20‐41, No. 17.  Add at the end of No. 17 the following  “Over a number of years, and as a result  of thousands of hours of negotiation and litigation among industry stakeholders, the FERC has  developed and implemented a standard OATT which governs the terms and conditions of service  for transmission service in the lower‐48 states.  While transmission service in Alaska is not under  the jurisdiction of the FERC, Black & Veatch believes that the FERC OATT should be the starting  point for the development of a transmission open access policy for the region and State.”    Section 21  Page 21‐1, Section 21.1, Table 21‐1.  Table 21‐1 has been revised and is attached.  Page 21‐2, Section 21.2,1, Table 21‐2.  Table 21‐2 has been revised and is attached.  Page 21‐2, Section 21.2.2, Table 21‐3.  Table 21‐3 has been revised and is attached.  Page 21‐3, Section 21.2.3, Table 21‐4.  Change “ Biomass Conversion Program” to “80 Percent  Biomass Conversion Program”.  23  July 2012  Page 21‐3, Section 21.2.4, Table 21‐5.  Change “ Biomass Conversion Program” to “80 Percent  Biomass Conversion Program”.  Page 21‐4, Section 21.2.5, Table 21‐6.  Change “ Biomass Conversion Program” to “80 Percent  Biomass Conversion Program”.  Page 21‐4, Section 21.2.6, Table 21‐7.  Table 21‐7 has been revised and is attached.  Page 21‐5, Section 21.2.7, Table 21‐8.  Change “ Biomass Conversion Program” to “80 Percent  Biomass Conversion Program”.  Page 21‐6, Table 21‐9, Hydroelectric Project‐specific High Level Reconnaissance Studies.  Change  “20” to “Approximately 20”.  Page 21‐6, Table 21‐9, Hydroelectric Project–specific FERC License Application Preparation.   Change “10” to “5” and change “$10,000,000” to “$5,000,000”.  Page 21‐6, Table 21‐9, Total.  Change “$23,425,000” to ‘$18,425,000”.    Volume 3 ‐ Appendices    Page E‐1, Appendix E.  Appendix E has been replaced with the attached Appendix E.  End of Report.  Add new Appendix F which is attached.    July 2012  Southeast Alaska Integrated Resource Plan  Black & Veatch’s Errata Sheet      Attachments         July 2012    Figure 2‐3 Elements of Stakeholder Involvement Process         Technical Conference Utility Stakeholders •Individual  and Joint Meetings •Data  Gathering Non‐Utility Stakeholders •Numerous Public  Meetings  Throughout Region •Face‐to‐Face Meetings •Reference Documents Advisory Working  Group Meetings Draft  Report Presentation of  Preliminary Results,  Conclusions and  Recommendations to  All Stakeholders Public Comment  Period Final Report   July 2012    Figure 4‐5 Proposed Petersburg to Kake Interconnection (Northern and Center‐South Routes)       July 2012  Table 4‐4 Estimated Cost of Project Development and Construction  ESTIMATED COSTS  Overhead Line  Material and Freight  Poles  $1,759,290  Conductor  $1,508,947  Insulators  $911,771  Guys and Hardware  $597,175  Fiber Optic Cable (ADSS 24 Strand)  $557,728  Subtotal ­ Materials  $5,334,912  Labor $12,286,950  Incidental and Other Direct Costs  Camp Cost/ Food / Lodging  $1,636,905  Rockdrills and Blasting Materials  $361,693  Equipment and Tools  $814,082  Fuel and Maintenance  $814,082  Barge and Landing Craft  $205,433  Air Transportation  $102,716  Helicopter Use  $563,847  Mobilization and Demobilization  $617,391  Bond and Insurance  $184,671  Subtotal ­ Incidental and Other Direct Costs  $5,300,819   Subtotal ­ Overhead Line $22,922,681   Clearing and Road Construction  Clearing with Timber Credit  $2,186,547  Road Construction ‐ Forested Areas  $2,571,187  Road Construction ‐ Muskeg Areas  $1,571,341  Subtotal $6,329,075    July 2012  ESTIMATED COSTS  Submarine Cable ­ Wrangell Narrows S1­S2  Cable ‐ 3‐500 kcmil copper bundled, 69‐kV, 24 fiber strands  $2,186,547  Installation  $5,026,544  Marine Survey  $115,829  Shipping  $879,645  Mob/Demob ‐  Transition Structures  $347,487  Subtotal $9,422,864   Petersburg Tap Switchyard  Civil Site Prep and Foundations $84,140  Ground Grid and Fencing  $41,524  Bus Works  $38,245  Control Cable and Conduit  $25,133  SCADA and Control Interface  $20,762  Sectionalizing Switch (2)  $88,511  Disconnect Switches  $41,524  Breaker and CT  $114,736  Relaying, PT  $43,709  Revenue Metering  $54,636  Installation Labor  $104,902  Station Service and Battery  $104,902  Shunt Reactor and Disc SW  ‐  Subtotal  $762,723   Kake Substation  Civil Site Prep and Foundations  $157,353  Ground Grid and Fencing  $52,451  Bus Works  $39,338  Control Cable and Conduit  $38,245  SCADA and Control Interface $45,895    July 2012  ESTIMATED COSTS  Fuses/Switches $45,895  Transformer ‐69/12.5‐kV, 2.5 MVA, Relaying, LA, etc.  $314,705  Voltage Regulators/Bypass Switches  $39,338  Recloser/Disconnect Switch  $39,338  Relaying PT  $41,524  Installation Labor  $104,902  Station Service and Battery  $78,676  Subtotal  $997,660  Total Direct Costs $40,435,002  Indirect Costs  Construction Management (4 percent of Direct Costs)  $2,182,800  Owners Administration (4 percent of Direct Costs) $2,182,800  Subtotal ‐ Indirect Costs  $4,365,600  Contingency at 15 percent $6,720,000  Interest During Construction (5.5 percent) $1,417,000  Total Project Cost $52,938,000         July 2012 Table 10‐5 Generic Hydro Projects CAPACITY MW CAPITAL COST $M ANNUAL O&M $1,000 IDC 5.5% $1,000 R&R $1,000 $/KW CAPACITY FACTOR ANNUAL ENERGY MWH JAN FEB MAR APR MAY JUN JUL AUG SEP OCT NOV DEC ESTIMATED ENERGY COST CENTS/KWH RUN­OF­RIVER 1 $11 $200 $920 $103 11000 0.45 3,978 258 231 247 391 544 369 189 182 353 508 380 326 30.5 STORAGE 1 $16 $200 $1,338 $103 16000 0.66 5,771 703 599 447 423 464 369 351 369 300 412 601 735 28.1 5 $46 $900 $3,847 $516 9200 0.66 28,856 3513 2996 2233 2114 2318 1845 1753 1843 1502 2058 3006 3675 18.1 10 $75 $900 $6,272 $1,032 7500 0.66 57,712 7026 5992 4466 4229 4636 3690 3507 3685 3004 4116 6012 7349 14.1 20 $97 $900 $8,112 $2,064 4850 0.66 115,424 14052 11983 8931 8458 9273 7379 7014 7371 6007 8232 12024 14699 9.5 25 $108 $900 $9,031 $2,580 4320 0.66 144,280 17566 14979 11164 10572 11591 9224 8767 9213 7509 10291 15030 18374 8.6      July 2012 Table 15‐4 Southeast Alaska Annual Capital Costs ‐ Heating Conversion to Pellets (80 Percent Conversion) YEAR SEAPA ADMIRALTY ISLAND BARANOF ISLAND CHICHAGOF ISLAND JUNEAU AREA NORTHERN REGION PRINCE OF WALES UPPER LYNN CANAL TOTAL 2012 6,955,590 143,994 2,663,683 313,738 11,379,543 780,689 1,339,824 1,624,722 18,246,192 2013 7,079,598 108,636 2,644,399 417,040 12,016,390 749,208 1,549,550 1,828,249 19,313,473 2014 7,372,301 249,470 2,825,901 327,381 12,675,742 828,232 1,757,105 1,839,606 20,503,438 2015 7,557,004 146,091 2,916,306 320,320 13,315,782 800,462 2,096,373 2,290,523 21,885,857 2016 7,737,575 107,117 3,019,677 503,357 13,953,371 894,554 2,122,167 2,152,772 22,753,014 2017 7,965,045 149,018 2,976,295 327,887 14,495,078 849,210 1,937,947 2,048,874 22,784,129 2018 8,095,153 222,484 3,180,577 285,577 15,136,673 926,034 1,989,936 2,087,342 23,828,622 2019 8,390,072 104,382 3,157,551 418,921 15,930,901 900,927 2,008,591 2,143,628 24,664,900 2020 8,725,485 156,312 3,252,278 296,444 16,578,970 988,953 2,159,921 2,243,688 25,676,566 2021 8,924,411 104,019 3,482,222 298,618 17,373,076 1,011,902 2,130,914 2,543,899 26,944,650      July 2012    Note:  Assumes 80 percent efficiency for oil and 98 percent efficiency for electricity.   Assumes 138,690  Btu/gal for oil.  Figure 15‐20 Comparison of Breakeven Oil Prices for Conversion to Electric Space Heating (Energy  Only)    0.000.050.100.150.200.250.300.350.400.450.500.550.600.650.700 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 00.511.522.533.544.555.56 Electricity ($/kWh)$/MBtuOil ($/Gal) Oil Electricity JuneauSitkaWrangellKetchikanMetlakatla$4.05$3.68$4.05$4.41$4.08Petersburg$4.05   July 2012  16.3.3  Heat Pump Options (Air‐source and Ground‐source)  Another option for the provision of residential space heating instead of traditional electric furnace  heating is the use of a heat pump system.  A brief discussion of heat pump options is provided  below, including the recently released results of a 15‐year study evaluating the feasibility of heat  pumps operating in Alaska.  The heat pump technology transfers energy from the outside air, ground, or water into a home and  can also reverse the transfer.  A heat pump brings warm air into the home during heating season  and can take heat out of the home during cooling periods.  To perform work, heat pumps use an  intermediate fluid called a refrigerant that absorbs heat as it vaporizes and releases the heat when  it is condensed.  The two most common types of heat pumps are air‐source and ground‐source heat  pumps (GSHPs).    The air‐source heat pump is the most common type of unit installed in the United States due to its  low cost relative to the ground‐source system, its reliability, and its economy compared to the  traditional alternative of heating a home with an electric or gas‐fired furnace and cooling with an  air conditioning unit.  Figure 16‐1 illustrates the conceptual operation of the air‐source heat pump.   When in cooling mode, the heat pump evaporates a refrigerant in the indoor coil; as the liquid  evaporates it pulls heat from the air in the house. After the gas is compressed, it passes into the  outdoor coil and condenses, releasing heat to the outside air. The pressure changes caused by the  compressor and the expansion valve allows the gas to condense at a high temperature outside and  evaporate at a lower temperature indoors.      Figure 16‐1 Air‐Source Heat Pump Cooling Cycle30    A typical savings in electricity of 30 to 40 percent is achievable for most U.S. locations using air‐ source heat pump technology.31  However, the efficiency of air‐source heat pumps in the heating  mode decreases significantly at low temperatures, making them uneconomical or marginal for  colder climates. Typically air‐source heat pumps have a coefficient of performance (COP) of around  3.0 at moderate temperatures.  The COP reduces as the temperature decreases and hence the  typical savings of 30 to 40 percent instead of a 67 percent savings that would be associated with a                                                                30 From http://www.energysavers.gov/your_home/space_heating_cooling/index.cfm/mytopic=12620, accessed  September 28, 2011.  31 From http://www.energysavers.gov/your_home/space_heating_cooling/index.cfm/mytopic=12610, accessed  September 27, 2011.    July 2012  COP of 3.0.  According to the U.S. government, “although air‐source heat pumps can be used in  nearly all parts of the United States, they do not generally perform well over extended periods of  sub‐freezing temperatures.”  In regions with subfreezing winter temperatures, it may not be cost  effective to meet all your heating needs with a standard air‐source heat pump.”32  Air source heat  pumps typically have resistance heating as back‐up for use when the temperature becomes cold  enough that the heat pump is no longer effective.  When the resistance heating is in effect, it can  place a significant strain on the utility system which is already facing peak loads from the low  temperatures.  Even if hydro generating units have the capacity to handle the increased load from  the resistance heating being used, the distribution systems may not be capable of these additional  loads.  Air‐source heat pumps generally require a ducted system.  While there are many specifics  associated with the costs of heating systems, air‐source heat pump systems would be on par with  oil‐fired boilers, electric resistance boilers, and pellet furnaces and would be more expensive than  baseboard resistance heat.  Air‐source heat pump systems are not as suitable for replacing oil boiler  systems due to the need for ducts.  There are newer systems, and systems in development, that aim to overcome the problems  associated with heat pump operation in colder climates, but these will likely require a higher  upfront cost than common air‐source heat pumps.  These mini‐split heat pumps (MSHPs) have the  advantage that they are ductless.  They also have higher SEERs and COPs.  However, according to  the Laboratory Test Report for Fujitsu 12RLS and Mitsubishi FE12NA Mini‐Split Heat Pumps33,  these MSHPs have several issues that must be resolved before MSHPs can achieve broad market  penetration in the U.S.  MSHPs are likely more expensive than high SEER forced air systems  particularly when installed in an average size house which will typically require multiple indoor  units.  Also some homeowners may not prefer MSHPs for aesthetic reasons and thus they may not  be able to be installed in every room potentially resulting in reduced comfort.    While the MSHPs can operate at lower temperatures, their output and COPs reduce significantly at  lower temperatures.  Figures 16‐2 and 16‐3 present the COP test results for the Fujitsu 12RLS and  Mitsubishi FE12NA respectively.  A similar result occurs for heating with the heating capacity  reducing substantially with decreasing temperatures.  Figures 16‐4 and 16‐5 present the heating  capacity test results for the Fujitsu 12RLS and Mitsubishi FE12NA, respectively.   The decreasing  heating capacity with decreasing temperature results in greater capacity and corresponding greater  cost required to meeting heating requirements.  In general, it is Black & Veatch’s opinion that the  capital cost of MSHPs are higher than comparable electric boilers, oil boilers, and pellet furnaces.   While a COP of 3.0 is typically used in economic comparisons of heat pumps, the COP over the  actual heating range will likely be less than 3.0 for MSHPs which have higher COPs than air‐source  heat pumps.  When actual end‐use data becomes available for Southeast Alaska, more detailed  evaluation of the efficiency of heat pumps, both air source and MSHPs, will be necessary to  determine their cost‐effectiveness as part of  DSM/EE or space heating program.                                                                        32 From http://www.energysavers.gov/your_home/space_heating_cooling/index.cfm/mytopic=12620, accessed  September 27, 2011.  33 Laboratory Test Report for Fujitsu 12RLS and Mitsubishi FE12NA Mini‐Split Heat Pumps, U.S. Department of  Energy, Energy Efficiency & Renewable Energy, Building Technologies Program, September 2011.      July 2012    Figure 16‐2 Fujitsu 12RLS Heating COP Compared to Manufacturer‐Reported Data (70°F Return  Temperature)        Figure 16‐3 Mitsubishi FE12NA Heating COP Compared to Manufacturer‐Reported Data (70°F  Return Temperature)      July 2012      Figure 16‐4 Fujitsu 12RLS Maximum Steady‐State Heating Capacity Compared to Manufacturer‐ Reported Data (70°F Return Temperature)      Figure 16‐5 Mitsubishi FE12NA Heating Capacities (70°F Return Temperature)    July 2012    While potentially promising, Black & Veatch does not view MSHPs as being sufficiently  demonstrated to commit to an extensive program involving their installation at this time.  They  certainly aren’t demonstrated to the extent that air‐source heat pumps, ground source heat pumps,  and pellet stoves have been demonstrated.  Other designs may be available and developing, but  they will have difficulty overcoming the fundamental laws of thermodynamics during cold weather.  The GSHP is more costly to install than an air‐source heat pump but it achieves a higher efficiency  and is more suitable for application in colder climates such as Alaska.  In Sweden, for example, 30  percent of the homes have GSHP systems.34    GSHPs collect the natural heat of the ground through a “loop” or series of hard plastic (usually  polyethylene) tubes that are installed below the ground or, sometimes, submerged in a pond, lake,  or seawater.  The tubes are filled with a moving fluid that carries the transferred heat into the home  where the heat pump’s compressor and heat exchangers convert the heat to a higher temperature  (when in heating mode) and release the heat into the home, usually through a blower and duct  system.  It is the near‐constant temperature of the ground around the loop system (depending on  location, the ground temperature at a depth of 6 feet in the U.S. is between 45° and 75° F) that  allows the GSHP to operate more efficiently than an air‐source heat pump in the winter and other  heating periods.35    Depending on location and other factors, a GSHP can use 25 to 60 percent less electricity than  conventional alternatives according to the U.S. government and, depending on location, is usually  able to recover the higher initial investment cost over a 2‐ to 10‐year period through lower utility  bills.36  Ground‐source systems also have the benefit of being very reliable and a typical loop  system will be guaranteed 25 to 50 years by the manufacturer.  Currently, about 50,000 GSHPs are  installed in the U.S. each year.  In 2011, a 15‐year study of the economics of GSHPs in Alaska was completed by the Cold Climate  Housing Research Center and the Alaska Center for Energy and Power.  The locations studied were  Fairbanks, Anchorage, Juneau, Bethel, and Seward.  The study ‐ “Ground­Source Heat Pumps in Cold  Climates: The Current State of the Alaska Industry, a Review of the Literature, a Preliminary Economic  Assessment, and Recommendations for Research” ‐ determined the net present value (NPV) cost of  heating with various options in the five cities evaluated.  The NPV at each location was the  discounted value of capital, fuel, electric, and other operating costs over a 15‐year period, using a 3  percent discount rate.  The results are summarized in Table 16‐8 and indicate that the relative  economics of heat pumps in Alaska are highly dependent upon the cost of the primary heating  alternatives of electric resistance heating, oil‐fired boilers, oil‐fired laser vented heaters and, in  Anchorage, natural gas heating.                                                                   34 From “Ground‐Source Heat Pumps in Cold Climates: The Current State of the Alaska Industry, a Review of the  Literature, a Preliminary Economical Assessment, and Recommendations for Research”,  May 31, 2011, page iii.   The report was prepared for the Denali Commission by the Alaska Center for Energy and Power and by the Cold  Climate Housing Research Center.  The report can be found on‐line at http://www.cchrc.org/.  35 From http://www.energysavers.gov/your_home/space_heating_cooling/index.cfm/mytopic=12640, accessed  September 27, 2011.  36 Ibid, and http://www.energysavers.gov/your_home/space_heating_cooling/index.cfm/mytopic=12670.    July 2012  Table 16‐8 NPV Cost of Ground‐Source Heat Pump Options in Five Alaskan Cities  CITY  GROUND HEAT  PUMP  ELECTRIC  RESISTANCE  OIL­FIRED BOILER  OR HEATER NATURAL GAS  Juneau $56,300 to $61,500 $82,500 $68,000 to $74,800 NA  Anchorage $79,100 to $86,400 $114,100 NA $37,900 to $44,600  Fairbanks $76,900 to $87,300 $161,800 $85,300 to $90,500 NA  Bethel $158,100 to   $185,700  $414,900 $65,500 NA  Seward $50,500 to $55,000 $71,100 $57,000 to $62,200 NA  Source: Ground­Source Heat Pumps in Cold Climates: The Current State of the Alaska Industry, a Review of the  Literature, a Preliminary Economical Assessment, and Recommendations for Research, May 31, 2011, by the  Cold Climate Housing Research Center and the Alaska Center for Energy and Power, p. 29.    In Bethel, the high cost of electricity ($0.54/kWh after the first 500 kWh each month) caused the  cost of electric resistance heating to be most costly, followed by GSHPs and then by oil‐fired  heaters.37  Thus, even though the ground‐source heating option was economical compared to full  reliance on resistance heating, the partial reliance of the ground‐source heating option for  supplemental heat from electric sources harmed the overall economics relative to the oil‐fired  heater option.    In Anchorage, natural gas heating was the least‐cost option evaluated, followed by ground‐source  heating and electric resistance heating.  In Juneau and Seward, GSHPs were lowest in overall cost,  compared with electric resistance heating and oil‐fired boilers.  Finally, in Fairbanks, heat pumps  were slightly lower in NPV cost than an oil‐fired alternative while electric resistance heating was  significantly higher than these two options.    The implication for Southeast Alaska is that, while GSHPs seem to be a viable option for Juneau and  for communities with moderate electricity costs, many of the smaller communities having a high  cost of electricity may be more comparable to the study economics for Bethel, and heat pumps may  be marginal or uneconomic in such locations.  Related specifically to Southeast Alaska, the study  concluded the following about GSHPs:  GSHP systems are more viable where electricity costs are relatively low and heating  costs are relatively high.  Juneau, included in the economic analysis, displayed this  relationship.  These results can be roughly extrapolated to many other communities  in Southeast Alaska that utilize hydropower.38                                                                    37 From “Ground‐Source Heat Pumps in Cold Climates: The Current State of the Alaska Industry, a Review of the  Literature, a Preliminary Economical Assessment, and Recommendations for Research”, May 31, 2011, p. 23.  38 Ibid, p. viii    July 2012  The study also surveyed studies of GSHPs in Alaska.  The survey contained two studies for Juneau.   In one of the studies the COP ranged from 2.25 to 2.5 and the other study had a COP of 2.0.  Thus in  both of the studies surveyed, the COPs for GSHPs were significantly below the COP of 3.0 typically  used in heat pump comparisons.  The study that was completed May 31, 2011 surveyed all known  residential GSHP installations in Alaska.  Only one installation was identified in the Southeast in  Juneau.  The study also estimated the capital cost of GSHPs, oil boilers, and baseboard electric heat  in Juneau.  The capital cost of the GSHP was 2.3 times the cost of the oil boiler and 8.9 times the cost  of the baseboard electric heat.  GSHPs are also alternatives for larger commercial buildings and have had a greater penetration in  commercial buildings in the Southeast that the residential penetration presented in the above  study.  In Black & Veatch’s view, GSHPs for both residential and commercial applications represent  demonstrated commercial technology.  The only barrier to their installation is economics driven by  high capital cost.  When additional end‐use data becomes available in the Southeast, additional  detailed study should be conducted before GSHPs are considered as part of a DSM/EE or space  heating program.  Table 16‐9 presents the break‐even electric cost of pellet space heating with heat pumps only  considering energy costs and not capital costs.  Table 16‐10 presents the cost of electricity for the  various communities.  A comparison between the two tables indicates the communities in which  heat pumps can be cost effective with pellet space heating on an energy basis.  When the capital  cost of heat pumps is considered for MSHPs and GSHPs, heat pumps become less competitive.  The  average COP for air source heat pumps lowers significantly when the periods of electric resistance  heating are considered during colder temperatures.  It is likely that the detailed marketing studies  discussed in Section 15 will indicate that there will be opportunities for heat pumps in some  markets from an economic stand‐point if rate structures are not modified to reflect the costs of  supplying additional electricity to serve electric space heating conversion.  For communities that do  not have access to low cost hydro generation, heat pumps will not be cost effective.  In all cases  electric space heating conversion will add electric load and consume hydro generation.  Heat pumps  will consume less energy than resistance heating, but may not consume less capacity if resistance  back‐up is needed at low temperatures.    Opportunities may exist to convert resistance heating to heat pumps.  These types of conversions  would actually reduce energy consumption, but may not reduce capacity requirements if electric  resistance back‐up is required.  This type of conversion would best be conducted as part of the  region’s or a utility’s DSM/EE program.  This conversion was not evaluated in Section 13.0 since it  would not pass the RIM test.  The detailed market studies discussed in Section 13.0 would  determine if a conversion program from electric resistance heat to heat pumps is feasible.       July 2012  Table 16‐9 Wood Pellet Energy Only Cost Comparison to Heat Pumps  PELLET PRICE  RESISTANCE  HEAT  COP 1.0  HEAT PUMP  COP 2.0  HEAT PUMP   COP 3.0  $250/ton  Average lower 48 price, proxy for Southeast  Alaska price with local pellet production  6.5 cents/kWh 13.0 cents/kWh 19.5 cents/kWh  $300/ton  Current Sealaska price for buck delivery  7.8 cents/kWh 15.6 cents/kWh 23.4 cents/kWh  $375/ton  Current price in 40 lb bags in Juneau  9.8 cents/kWh  19.5 cents/kWh 29.2 cents/kWh  Note:  Assumes 80 percent appliance efficiency for wood pellets.         July 2012  Table 16‐10 Electric Power Costs and Population Size for Municipalities and Participants in the  Study  CITY POPULATION HOUSEHOLDS  POWER COST  BEFORE PCE  (C/KWH)  POWER COST  AFTER PCE  (C/KWH)  Angoon 459 167 56.1 19.8  Coffman Cove 176 89 49.5 18.6  Craig 1,201 470 21.3 14.5  Edna Bay 42 18   Elfin Cove 20 13 52.3 19.8  Excursion Inlet 12 6   Gustavus 442 212 39.2 25.5  Haines 1,713 782 21.9 14.7  Hollis 112 44 21.3   Hoonah 760 305 56.1 19.8  Hydaburg 376 128 21.3 14.5  Hyder 87 48   Juneau 31,275 12,187 12.0   Kake 557 213 56.1 19.8  Kasaan 49 23 21.3 14.5  Ketchikan 8,050 3,259 9.6   Klawock 755 297 21.3 14.5  Klukwan/Chilkat Valley 95 41 56.1 19.8  Kupreanof 27 15   Metlakatla 1,405 493 9.2   Meyers Chuck 21 9   Naukiti 113 49 49.3 18.5  Pelican 88 41 41.7 18.0  Petersburg 2,948 1,252 11.8   Saxman 411 120 9.6   Sitka 8,881 14.2   Skagway 920 410 21.9 14.7  Tenakee Springs 131 72 64.0 31.5  Thorne Bay 471 214 21.3 14.5  Whale Pass 31 20 52.2 22.7  Wrangell 2,369 1,053 12.6   Yakutat 662 275 46.7 18.0  Source:    1.  2010 Census Data Table “Race, Hispanic or Latino, Age, and Housing Occupancy 2010: 2010 Census Redistricting  Data (Public Law 94‐171) Summary File”  http://factfinder2.census.gov/faces/nav/jsf/pages/index.xhtml   2.  Statistical Report of the Power Cost Equalization Program, Fiscal Year 2010 (July 1, 2009‐June 30, 2010, Twenty  Second Edition, March 2011, Alaska Energy Authority.   http://www.akenergyauthority.org/PDF%20files/FY10PCEreport.pdf.     July 2012  Table 17‐8 Committed Resources Costs  COMMITTED RESOURCE TOTAL COST  ($ MILLION)  EXISTING  GRANTS  ($ MILLION)  ADDITIONAL FUNDS  REQUIRED  ($ MILLION)  Kake‐Petersburg Interconnection(1) 52.94 5.49 52.9  Ketchikan‐Metlakatla Interconnection 12.72 4.50 8.2  Blue Lake Hydroelectric(2) 96.50 69.00 1.0  Gartina Falls Hydroelectric 6.33 0.85 5.5  Reynolds Creek Hydroelectric(3) 28.58 20.52 0.0  Thayer Creek Hydroelectric(4) 15.20 2.16 6.0  Whitman Lake Hydroelectric(5) 25.83 12.42 3.3  (1)Existing grants were for tasks not included in Total Cost.  (2)Existing grants include $20 million of bonds issued by Sitka and allocated to the project.   (3)Existing grants include expenditures by Haida Energy Inc. of $4,000,000 and Alaska Power & Telephone of $400,000.  (4)The amount shown under existing grants is the amount shown previously expended in the Round 5 application.  (5)Existing grants include KPU cash reserves $1,400,000.               July 2012  Table 17‐14 Space Heating Costs (2012 Cumulative Present Worth ‘1000)  REGION  OIL SPACE  HEATING  PELLET SPACE HEATING PROGRAM  80 PERCENT CONVERSION  OIL COSTS  PELLET  COSTS  PELLET  CONVERSION  COSTS TOTAL  SEAPA 977,320 258,011 238,441 61,875 558,327  Admiralty Island 22,334 6,830 4,717 1,195 12,742  Baranof Island 460,426 121,745 98,280 23,655 243,680  Chichagof Island 58,459 13,753 11,950 2,806 28,509  Juneau Area 2,120,883 541,759 490,307 111,314 1,114,380  Northern  147,786 39,089 23,925 6,849 69,863  Prince of Wales 366,725 94,304 77,469 14,916 186,689  Upper Lynn Canal 347,271 90,274 67,919 16,287 174,480  Total Southeast Region 4,501,204 1,165,765 1,013,008 238,897 2,417,670             July 2012  Table 17‐15 Committed Resources  COMMITTED RESOURCE  ADDITIONAL  FUNDS  REQUIRED  ($ MILLION)  Kake‐Petersburg Interconnection 52.9  Ketchikan‐Metlakatla Interconnection 8.2  Blue Lake Hydroelectric 1.0  Gartina Falls Hydroelectric  5.5  Reynolds Creek Hydroelectric  0.0  Thayer Creek Hydroelectric  6.0  Whitman Lake Hydroelectric  3.3  Total 76.9     July 2012 Table 17‐16 10 Year Capital Requirements ($1000)(1) YEAR SEAPA ADMIRALTY BARANOF CHICHAGOF JUNEAU NORTHERN POW UPPER LYNN TOTAL 2012 46,710 144 22,905 618 31,682 782 1,340 1,628 106,054 2013 7,249 109 2,695 418 12,218 751 1,550 1,837 26,827 2014 7,768 250 2,944 331 13,145 3,623 1,757 1,860 31,677 2015 8,385 147 3,162 327 14,298 810 2,097 2,334 31,560 2016 20,727 108 3,498 516 15,863 915 2,123 2,237 45,984 2017 10,857 151 3,836 351 17,930 19,434 1,940 2,199 56,697 2018 12,754 226 4,567 322 20,673 984 1,993 2,330 43,848 2019 14,821 109 5,072 469 23,578 981 2,013 2,478 49,520 2020 16,244 161 5,492 355 38,331 1,467 2,164 2,634 66,849 2021 16,894 109 5,858 360 26,862 1,111 2,136 2,958 56,288 Total 162,407 1,513 60,028 4,066 214,579 30,857 19,113 22,495 515,058 (1) Includes 80 percent conversion from oil space heating to pellets.     July 2012 Table 17‐17 50 Year Capital Requirements ($1000)(1) YEAR SEAPA ADMIRALTY BARANOF CHICHAGOF JUNEAU NORTHERN POW UPPER LYNN TOTAL 2012 46,710 144 22,905 618 31,682 782 1,340 1,628 106,054 2013 7,249 109 2,695 418 12,218 751 1,550 1,837 26,827 2014 7,768 250 2,944 331 13,145 3,623 1,757 1,860 31,677 2015 8,385 147 3,162 327 14,298 810 2,097 2,334 31,560 2016 20,725 108 3,498 516 15,863 915 2,123 2,237 45,984 2017 10,857 151 3,836 351 17,930 19,434 1,940 2,199 56,697 2018 12,754 226 4,567 322 20,673 984 1,993 2,330 43,848 2019 14,821 109 5,072 469 23,578 981 2,013 2,478 49,520 2020 16,244 161 5,492 355 38,331 1,467 2,164 2,634 66,849 2021 16,894 109 5,858 360 26,862 1,111 2,136 2,958 56,288 2022 8,262 5 2,464 472 9,843 103 6 429 21,584 2023 855 1 255 7 43,003 11 0 44 44,176 2024 884 1 264 7 1,055 11 0 46 2,268 2025 915 1 273 7 1,092 11 0 47 2,347 2026 1,787 1 283 466 1,130 12 0 49 3,729 2027 6,415 1 293 7 1,170 12 0 51 7,949 2028 1,013 1 303 8 1,211 13 0 52 2,601 2029 1,048 1 314 8 1,254 4,360 0 54 7,039 2030 1,084 1 325 8 18,509 14 0 56 19,997 2031 1,121 1 336 8 1,343 14 6,118 58 9,001 2032 1,160 1 348 9 1,391 15 0 60 2,984   July 2012 YEAR SEAPA ADMIRALTY BARANOF CHICHAGOF JUNEAU NORTHERN POW UPPER LYNN TOTAL 2033 1,200 1 360 9 1,440 15 0 19,904 22,929 2034 1,241 1 19,745 9 40,234 16 0 64 61,311 2035 1,284 1 386 21,719 1,543 16 0 66 25,016 2036 1,326 1 399 10 1,592 17 0 68 3,414 2037 1,370 1 412 1,810 1,643 17 0 71 5,324 2038 23,217 1 426 11 1,696 18 0 73 25,442 2039 1,460 1 440 11 1,750 18 0 75 3,757 2040 1,508 1 454 11 1,806 19 695 78 4,573 2041 15,381 1 469 727 1,864 20 0 80 18,543 2042 14,497 1 485 12 1,924 20 2 83 17,023 2043 1,661 1 501 12 1,986 21 8,724 85 12,991 2044 194,846 1 518 13 2,049 6,794 2 88 204,310 2045 1,771 1 535 13 2,115 22 2 91 4,549 2046 1,829 1 552 13 2,183 23 2 94 4,697 2047 1,889 1 571 14 2,253 24 2 97 4,849 2048 1,950 1 590 894 2,325 25 2 100 5,886 2049 2,014 1,661 609 15 2,399 32,863 2 103 39,666 2050 2,080 1 629 15 2,476 26 2 107 5,336 2051 111,014 1 64,687 16 304,120 27 2 110 479,978 2052 2,218 1 672 1,006 2,638 28 2 114 6,678 2053 2,290 1 694 17 2,722 29 2 117 5,873 2054 2,365 1 717 17 2,810 30 2 55,492 61,434   July 2012 YEAR SEAPA ADMIRALTY BARANOF CHICHAGOF JUNEAU NORTHERN POW UPPER LYNN TOTAL 2055 ‐ 1 741 18 2,900 31 1,084 125 4,899 2056 41,682 2 765 1,133 2,993 32 2 129 46,737 2057 2,605 2 790 19 3,089 33 2 134 6,672 2058 2,690 2 817 19 3,188 34 2 138 6,889 2059 2,778 2 844 20 3,290 10,586 2 142 17,663 2060 2,868 2 871 21 45,172 1,290 2 147 50,374 2061 2,962 2 900 21 3,504 37 2 152 7,581  630,950 3,219 166,068 32,699 745,282 87,563 35,777 101,569 1,803,126 (1) Includes 80 percent conversion from oil to pellets.     July 2012 Table 17‐19 SEAPA Subregion Capital Costs YEAR HYDROELECTRIC TYPE HYDRO­ELECTRIC CAPITAL COST DIESEL CAPITAL COSTS ANNUAL DSM COSTS PELLET CONVERSION COSTS(1) OTHER ALTERNATIVES TOTAL CAPITAL COST 2012  556,000 69,082 6,955,590 7,580,672   20,220,000  20,220,000   10,110,000  10,110,000   3,489,000  3,489,000   5,310,000  5,310,000 2013  169,869 7,079,598 7,249,467 2014  395,294 7,372,301 7,767,595 2015  828,495 7,557,004 8,385,499 2016  11,378,894 1,608,779 7,737,575 20,725,248 2017  2,892,325 7,965,045 10,857,370 2018  4,659,159 8,095,153 12,754,312 2019  6,431,005 8,390,072 14,821,077 2020  7,518,329 8,725,485 16,243,814 2021  7,969,961 8,924,411 16,894,372 2022  8,262,427  8,262,427 2023  854,857  854,857 2024  884,351  884,351 2025  914,857  914,857 2026  841,000 946,415  1,787,415 2027  5,435,748 979,064  6,414,813 2028  1,012,841  1,012,841   July 2012 YEAR HYDROELECTRIC TYPE HYDRO­ELECTRIC CAPITAL COST DIESEL CAPITAL COSTS ANNUAL DSM COSTS PELLET CONVERSION COSTS(1) OTHER ALTERNATIVES TOTAL CAPITAL COST 2029  1,047,784  1,047,784 2030  1,083,935  1,083,935 2031  1,121,335  1,121,335 2032  1,160,026  1,160,026 2033  1,200,055  1,200,055 2034  1,241,466  1,241,466 2035  1,284,309  1,284,309 2036  1,326,248  1,326,248 2037  1,369,559  1,369,559 2038  21,803,138 1,414,284  23,217,422 2039  1,460,472  1,460,472 2040  1,508,168  1,508,168 2041  1,310,250 1,557,424  2,867,674   12,513,363  12,513,363 2042  12,888,764 1,608,289  14,497,053 2043  1,660,817  1,660,817 2044 SEAPA Generic ‐  10 MW 193,131,207 1,715,062  194,846,269 2045  1,771,080  1,771,080 2046  1,828,929  1,828,929 2047  1,888,668  1,888,668 2048  1,950,361  1,950,361 2049  2,014,070  2,014,070   July 2012 YEAR HYDROELECTRIC TYPE HYDRO­ELECTRIC CAPITAL COST DIESEL CAPITAL COSTS ANNUAL DSM COSTS PELLET CONVERSION COSTS(1) OTHER ALTERNATIVES TOTAL CAPITAL COST 2050  2,079,861  2,079,861 2051  1,760,867 2,147,804  3,908,671   64,037,286  64,037,286   32,018,643  32,018,643   11,049,757  11,049,757 2052  2,217,967  2,217,967 2053  2,290,425  2,290,425 2054  2,365,251  2,365,251 2055   ‐ 2056  2,041,327 2,522,322  4,563,649   37,118,382  37,118,382 2057  2,604,730  2,604,730 2058  2,689,832  2,689,832 2059  2,777,716  2,777,716 2060  2,868,475  2,868,475 2061  2,962,200  2,962,200 Total  193,131,207 253,882,419 105,136,035 78,802,234 ­ 630,951,895 (1)Based on 80 percent conversion.    July 2012  Table 17‐20 SEAPA Subregion Capital Requirements ($ million)   HYDROELECTRIC DIESEL DSM/EE BIOMASS(1) TOTAL  10 Year Total 0 51.1 32.5 78.8 162.4  50 Year Total 193.1 253.9 105.1 78.8 631.0  (1)Based on 80 percent conversion.       July 2012    Figure 18‐1 Southeast Alaska IRP Annual Capital Requirements       July 2012 Table 19‐1 Resource Specific Risks and Issues ‐ Summary RESOURCE RELATIVE MAGNITUDE OF RISK/ISSUE RESOURCE POTENTIAL RISKS PROJECT DEVELOPMENT & OPERATIONAL RISKS FUEL SUPPLY RISKS ENVIRONMENTAL RISKS TRANSMISSION CONSTRAINT RISKS FINANCING RISKS REGULATORY/ LEGISLATIVE RISKS PRICE STABILITY  RISKS DSM/EE Moderate Limited N/A N/A N/A Limited ‐ Moderate Moderate Limited Generation Resources Diesel Limited Limited Significant Moderate Limited Limited Moderate Significant Hydroelectric Limited ‐ Moderate Moderate N/A Moderate Moderate Limited ‐ Moderate Limited Limited Biomass Limited ‐ Moderate Limited Moderate Limited N/A Limited‐Moderate Limited Limited‐Moderate Wind Moderate Moderate N/A Limited Significant Limited ‐ Moderate Limited Limited ‐ Moderate Solar Moderate Moderate N/A Limited  Significant Limited – Moderate Limited Limited ‐ Moderate Geothermal Significant Limited ‐ Moderate N/A Limited ‐ Moderate Moderate – Significant Limited – Moderate Limited Limited Solid Waste Significant Moderate‐Significant N/A Significant Moderate Limited – Moderate Limited‐Moderate Moderate Tidal/Wave Limited Significant N/A Significant Moderate ‐ Significant Moderate – Significant Moderate ‐Significant Limited ‐ Moderate Coal Significant Moderate‐Significant Moderate Significant Significant Significant Significant Moderate Modular Nuclear Limited Significant Moderate Significant Moderate Significant Significant Moderate Transmission Limited Significant N/A Moderate N/A Significant Moderate ‐Significant N/A     July 2012  Table 19‐7 Resource Specific Risks and Issues – Generation – Solar  RISK/ISSUE  CATEGORY DESCRIPTION  PRIMARY ACTIONS TO ADDRESS  RISK/ISSUE  Resource Potential  Total economic resource potential is  unknown    Complete regional economic  potential assessment, including the  identification of the most attractive  sites  Project Development  and Operational   Delivery mechanism needs  development (dispersed versus  central station)   Lack of standard power purchase  agreements for projects developed by  IPPs and customers   Difficult to integrate into system   Develop regional standard power  purchase agreements   Develop regional competitive  power procurement process to  encourage IPP development of  projects   Explore if synergies can be  achieved for infrastructure with  hydro projects  Fuel Supply  Not applicable  Not applicable  Environmental  Site‐specific environmental issues  Comprehensive evaluation of site‐ specific environmental impacts at  attractive sites  Transmission  Constraints   Operational issues if dispersed  Develop interconnection  requirements   Require that all proposed plant  locations also include transmission  infrastructure analyses and costs  as part of any approval process  Financing  Cost per kW can be significant  Aggressively pursue available  Federal funding for renewable  projects  Regulatory/Legislative  Region already exceeds state’s  renewable power targets    Not applicable     July 2012 Table 20‐5 Committed Resources PROJECT DISCUSSION TOTAL CAPITAL COST ($ MILLION) ESTIMATED REMAINING CAPITAL COST ($ MILLION) Blue Lake Expansion Hydro (Sitka, City of Sitka Electric) Expansion will increase the capacity of the existing Blue Lake Hydro Project by an estimated 8 MW and increase the average annual energy from the project by approximately 34,500 MWh.   $96.5 $1.0 (Note 1) Gartina Falls Hydro (Hoonah, IPEC) New run‐of‐river project near Hoonah that will provide an estimated 0.44 MW of capacity and approximately 1,800 MWh of average annual energy. $6.3 $5.5 Reynolds Creek Hydro (Hydaberg, Haida Energy and AP&T) New storage project located that will provide an estimated 5 MW of capacity and approximately 19,300 MWh of average annual energy.   $28.6 $0.0 (Note 2) Thayer Creek Hydro (Angoon, Kootznoowoo, Inc.) New run‐of‐river project that will provide an estimated 1 MW of capacity and approximately 8,400 MWh of average annual energy.   $15.2 $6.0 (Note 3) Whitman Lake Hydro (Ketchikan, KPU) New storage project at an existing lake located that will provide an estimated 4.6 MW of capacity and approximately 15,900 MWh of average annual energy.   $25.8 $3.3 (Note 1) Kake – Petersburg Intertie (Kwsan Electric Transmission Intertie Cooperative) New 69 kV overhead and submarine cable transmission line connecting Kake and Petersburg.   $52.9 $52.9 Ketchikan – Metlakatla Intertie (Metlakatla Indian Community) New 34.5 kV overhead and submarine cable transmission line connecting Ketchikan and Metlakatla.   $12.7 $8.2  Totals $238.0 $76.9 Notes: 1. Local bonding under way.  Community request pending. 2. Authorized loans being negotiated. 3. $7.0 million Renewable Energy Round 5 award recommendation.    July 2012  Table 21‐1 Near‐Term Implementation Action Plan – Capital Projects – SEAPA Subregion  CAPITAL PROJECTS  DESCRIPTION TIME FRAME  ESTIMATED   COST  Committed Resources   Kake‐Petersburg Transmission Intertie (SEI‐2)   Estimated total cost ‐ $52,938,000   Previous grants – (1)   Remaining project cost ‐ $52,938,000   Ketchikan‐Metlakatla Transmission  Intertie (SEI‐3)   Estimated total cost ‐ $12,725,200   Previous grants ‐ $4,500,000   Remaining project cost ‐ $8,225,200   Whitman Lake Hydroelectric   Estimated total cost ‐ $25,830,000   Previous grants ‐ $12,420,000   Remaining project cost ‐ $13,400,000 2013‐2015        2012‐2013          2012‐2014    $52,938,000        $8,225,200          $13,400,000  Replacement of Existing Diesel Generation Facilities 2012 $39,685,000  DSM/EE Programs 2012  2013  2014  $69,100  $169,900  $395,300  80 Percent Biomass Conversion Program 2012  2013  2014  $6,955,600  $7,079,600  $7,372,300  SEAPA Subregion Total (2012­2014)  $136,290,000  (1) The previous grants were not included in D. Hittle’s estimated costs.       July 2012  Table 21‐2 Near‐Term Implementation Action Plan – Capital Projects – Admiralty Island Subregion  CAPITAL PROJECTS  DESCRIPTION TIMEFRAME  ESTIMATED   COST  Committed Resources   Thayer Creek Hydroelectric   Estimated total cost ‐ $15,201,100   Previous and pending grants ‐ $9,201,100   Remaining project cost ‐ $6,000,000   2012‐2016    $6,000,000  DSM/EE Programs 2012  2013  2014  $100  $100  $300  80 Percent Biomass Conversion Program 2012  2013  2014  $144,000  $108,600  $249,500  Admiralty Island Subregion Total (2012­2014)  $6,502,600      Table 21‐3 Near‐Term Implementation Action Plan – Capital Projects – Baranof Island Subregion  CAPITAL PROJECTS  DESCRIPTION TIME FRAME  ESTIMATED   COST  Committed Resources   Blue Lake Hydro   Estimated total cost ‐ $96,500,000   Previous State funding ‐ $49,000,000   Previous and pending bond net proceeds ‐  $48,000,000   Remaining project cost ‐ $1,000,000   2012‐2015    $1,000,000  Replacement of Existing Diesel Generation Facilities 2012 $20,220,000  DSM/EE Programs 2012  2013  2014  $20,800  $50,800  $118,100  80 Percent Biomass Conversion Program 2012  2013  2014  $2,663,700  $2,664,400  $2,825,900  Baranof Island Subregion Total (2012­2014)  $29,563,700      July 2012  Table 21‐7 Near‐Term Implementation Action Plan – Capital Projects – Prince of Wales Subregion  CAPITAL PROJECTS  DESCRIPTION TIME FRAME  ESTIMATED   COST  Committed Resources   Reynolds Creek Hydroelectric   Estimated total cost ‐ $28,581,500   Previous and pending grants and loans ‐  $28,581,500   Remaining project cost ‐ $0   2012‐2014    $0  DSM/EE Programs 2012  2013  2014  $100  $100  $200  80 Percent Biomass Conversion Program 2012  2013  2014  $1,339,800  $1,549,600  $1,757,100  Prince of Wales Subregion Total (2012­2014)  $4,646,900         July 2012  APPENDIX E. Description of Strategist®  Black & Veatch used Ventyx’s Strategist® optimal generation expansion model to evaluate the  various alternatives and scenarios.  Strategist® is a computer software system developed to support  electric utility planning and decision analysis. In the Southeast Alaska IRP, Strategist® was used to  evaluate supply‐side resources, develop candidate resource plans, and conduct sensitivity analyses.  Strategist® incorporates several modules, each designed for a specific application.   Generation and Fuel (GAF)   Load Forecast Adjustment (LAF)   PROVIEW    A flexible control system ties the application modules together and automates data transfer from  one module to another. A graphical user interface (GUI) serves as a menu‐driven interface between  the database, output results, and the user. The GUI allows quick examination of the data, full  graphical capabilities, and immediate compilation of output results. The capabilities of each of these  modules and their specific function are discussed in the following sections.     Generation and Fuel Module (GAF)  The Generation and Fuel Module (GAF) simulates power system operation using proven  probabilistic methods. It provides production costs and generation reliability measures (i.e.,  reserve and emergency energy) that are essential to supply‐side and demand‐side planning. The  GAF Module fulfills a strategic planning role in that it requires less computer resources than more  detailed production costing models without sacrificing overall accuracy. All thermal generating  units are dispatched using a computationally efficient probabilistic technique. Each generating unit  is characterized with at least two capacity segments, corresponding heat rates, fixed and variable  O&M expenses, maintenance requirements, and other operating specifications. The thermal unit  segments are dispatched in economic order approximating the economic dispatch procedure of a  system operator. The probabilistic dispatch technique yields production costs and system reliability  indices. A built‐in feature of the GAF Module is its generation expansion scheduling capability. Users  can input targets for minimum reserve margins, maximum loss of load hours, maximum reserve  margins, minimum renewable energy, and other necessary limits.  The module also accepts an array  of supply‐side alternatives. The system will automatically schedule additions in such a way as to  maintain the targets specified (see PROVIEW Module). Thermal units, hydro units, or purchase  transactions may be included in the addition list.    Load Forecast Adjustment Module (LFA)  The Load Forecast Adjustment Module (LFA) is a multi‐purpose tool for creating and modifying  load forecasts and for evaluating demand‐side management (DSM) programs. Using the LFA, a  planner may address key issues related to future electricity demand and the impacts attributed to  each customer group. Data is entered at the load group level and consists of a monthly forecast of  non‐coincident peak, energy requirements, and a typical annual shape. Once each load group has  been processed, the resulting loads are transferred to the GAF Module. DSM programs can also be  modeled in the LFA as load groups. Costs associated with these programs are input, as well as peak  and energy reduction values. A load shape for the DSM program enables the LFA to modify the  company load shape in all hours according to the effect the DSM program would have on energy  use.    July 2012    PROVIEW Module  The PROVIEW Module is a resource planning module which determines the least cost generation  expansion plan for a utility system under a prescribed set of constraints and assumptions.  PROVIEW incorporates a wide variety of expansion planning parameters, including alternative  technologies, unit conversions, co‐generators, unit capacity sizes, load management, marketing and  conservation programs, fuel costs, reliability limits, environmental compliance options, and  financial constraints in order to develop a coordinated integrated plan which would be best suited  for the utility. PROVIEW works in concert with the GAF to simulate the operation of the utility  system. Its optimization logic then determines the cost of reliability and the effects of adding  resources to the system or modifying the load through DSM programs. PROVIEW provides  numerous constraints for the user to reduce the number of options considered, including the  maximum number of on alternatives to add, incremental number to add per year, minimum and  maximum reserve margins, as well as others. Throughout the planning period, PROVIEW derives all  of the possible combinations of supply‐side alternatives that meet the selected constraints. Each  plan is then subjected to an "end effects" calculation whereby the analysis approximates the capital  and production cost of replacing the system (as it exists at the end of the planning period) in kind,  for a given period beyond the planning period . The user has the choice of minimizing different  costs when optimizing. Costs are accumulated by year in nominal dollars and then present valued  for comparative analysis between plans. The planning period and end effects costs are summed to  determine the study period cost of the plan. Plans are then ranked by their study period cost to  determine the least‐cost integrated resource plan.      July 2012  APPENDIX F. Stakeholder Meetings  Organization Location Date  SEAPA  Ketchikan  February 10, 2011  Hoonah Wood Energy and District Heating  Meeting  Hoonah  February 15, 2011  Tour of Icy Straits Mill  Hoonah  February 16, 2011  Tour of Geothermal Heated House  Juneau  February 16, 2011  Developers, Contractors, and Utilities  Juneau  February 16, 2011  IPEC  Juneau  February 16, 2011  Alaska Canada Energy Coalition  Juneau  February 17, 2011  SEAPA  Juneau  March 8, 2011  Southeast Conference Mid‐Session Summit  Juneau  March 9‐10, 2011  Petersburg Diesel Plant Tour  Petersburg  March 22, 2011  Blind Slough Tour  Petersburg  March 23, 2011  Petersburg Municipal Light & Power  Petersburg  March 23, 2011  Ketchikan Public Utilities  Ketchikan  March 24, 2011  Ketchikan Mayor and City Manager  Ketchikan  March 24, 2011  Alaska Ship & Drydock  Ketchikan  March 24, 2011  Mark Begich Town Hall Meeting  Ketchikan  March 24, 2011  Ketchikan Public Utilities  Ketchikan   March 25, 2011  Power Systems and Supplies of Alaska  Ketchikan  March 25, 2011  Kake Energy Workshop and Energy Fair  Kake  April 5, 2011  Kake Town Meeting  Kake  April 5, 2011  Kake School Presentation  Kake  April 5, 2011  Yakutat Power  Yakutat  April 7, 2011  Biomass Project Tour  Yakutat  April 7, 2011  Yakutat Wave Project Tour  Yakutat  April 7, 2011  Yakutat Diesel Plant Tour  Yakutat  April 7, 2011  Town Hall Meeting  Yakutat  April 7, 2011  Yakutat City Manager  Yakutat  April 8, 2011  Town Hall Meeting  Sitka  April 21, 2011  Alaska Wood Energy Conference  Fairbanks  April 24‐27, 2011  SEAPA Board Meeting  Seattle  April 29, 2011  Town Hall Meeting  Ketchikan  May 23, 2011  Garn Boiler Tour  Thorne Bay  May 24, 2011  POWCAC Meeting  Coffman Cove  May 24, 2011  Haida Board Meeting  Hydaburg  May 24, 2011  Community Meeting  Hydaburg  May 24, 2011  Craig City Manager  Craig  May 25, 2011  Chip Boiler Tour  Craig  May 25, 2011  SEAPA  Ketchikan  July 11‐16, 2011    July 2012  Organization Location Date  City Assembly Meeting  Haines  July 26, 2011  Town Hall Meeting  Wrangell  August 15, 2011  Southeast Conference  Ketchikan  September 15‐16, 2011  Rural Energy Conference  Juneau  September 30, 2011  SEAPA Board Meeting  Juneau  November 9, 2011  Governor’s Energy Office  Anchorage  December 16, 2011  Legislator Briefing  Juneau  January 6, 2012  SEAPA  Juneau  January 6, 2011  Alaska House Energy Committee Hearings  Juneau  February 8 and 22, 2012  Southeast Conference Mid‐Session Summit  Juneau  March 12‐14, 2012