Loading...
HomeMy WebLinkAboutSEIRP Vol 1 ExecSumm-2012-A     SOUTHEAST ALASKA INTEGRATED  RESOURCE PLAN  B&V PROJECT NO. 172744    PREPARED FOR    Alaska Energy Authority  JULY 2012        ® ®©Black & Veatch Holding Company 2011. All rights reserved.  Alaska Energy Authority | SOUTHEAST ALASKA INTEGRATED RESOURCE PLAN  BLACK & VEATCH | Disclaimer i    Disclaimer  In conducting our analysis and in forming the recommendations summarized in this report, Black &  Veatch Corporation (Black & Veatch) has made certain assumptions with respect to conditions,  events, and circumstances that may occur in the future.  In addition, Black & Veatch has relied upon  information provided by others.  Black & Veatch has assumed that the information, both verbal and  written, provided by others is complete and correct; however, Black & Veatch does not guarantee  the accuracy of the information, data, or opinions contained herein.  The methodologies we utilized  in performing the analysis and developing our recommendations follow generally accepted  industry practices.  While we believe that such assumptions and methodologies, as summarized in  this report, are reasonable and appropriate for the purpose for which they are used, depending  upon conditions, events, and circumstances that actually occur but are unknown at this time, actual  results may materially differ from those projected.  Such factors may include, but are not limited to,  the ability of the Southeast Alaska electric utilities and the State of Alaska to implement the  recommendations and execute the implementation plan contained herein, the regional and national  economic climate, and growth in the Southeast region.    Readers of this report are advised that any projected or forecasted financial, operating, growth,  performance, or strategy merely reflects the reasonable judgment of Black & Veatch at the time of  the preparation of such information and is based on a number of factors and circumstances beyond  our control.  Accordingly, Black & Veatch makes no assurances that the projections or forecasts will  be consistent with actual results or performance.    Any use of this report, and the information therein, constitutes agreement that: 1) Black & Veatch  makes no warranty, express or implied, relating to this report, 2) the user accepts the sole risk of  any such use, and 3) the user waives any claim for damages of any kind against Black & Veatch.  The  benefit of such releases, waivers, or limitations of liability shall extend to the related companies,  and subcontractors of any tier of Black & Veatch and the directors, officers, partners, employees,  and agents of all released or indemnified parties.    Alaska Energy Authority | SOUTHEAST ALASKA INTEGRATED RESOURCE PLAN  BLACK & VEATCH | Acknowledgements ii    Acknowledgements  The Black & Veatch project team would like to thank the following individuals for their valuable  contributions to this project.  Alaska Energy Authority   Sara Fisher‐Goad, AEA Executive  Director   Jim Strandberg, Project Manager   Doug Ott, Project Manager –  Hydroelectric Programs   Devany Plentovich, Program Manager –  Biomass Program   Sean Skaling, Project Manager – Energy  Efficiency and Conservation Program    Christopher Rutz, Procurement Manager   May Clark, Administrative Assistant  SE Alaska Utilities (numerous management personnel from the following Southeast Region  utilities)   Alaska Electric Light and Power  Alaska Power and Telephone   City of Sitka Electric   Gustavus Electric   Inside Passage Electric Cooperative   Ketchikan Public Utilities   Metlakatla Power & Light   Petersburg Municipal Power & Light   Wrangell Municipal Light & Power   Southeast Alaska Power Agency   Yakutat Power  Advisory Work Group Members  Rick Harris, Sealaska Corporation,  Chairman   Chris Brewton, City of Sitka Electric   Paul Bryant, Metlakatla Power & Light   Dave Carlson, Southeast Alaska Power  Agency   Bill Corbus, Alaska Electric Light and  Power   Tom Crafford, Alaska Department of  Natural Resources   Russell Dick, Huna Totem   Bob Grimm, Alaska Power and  Telephone Company   Steve Henson/Clay Hammer,  Wrangell Light & Power   Henrich Kadake, City of Kake   Mike Kline/Tim McConnell, Ketchikan  Public Utilities   Dan Lesh/Angel Drobnica, SEACC   Richard Levitt, Gustavus Electric   Jeremy Maxand, City & Borough of  Wrangell   Tim McLeod, Alaska Electric Light and  Power   Jodi Mitchell, Inside Passage Electric  Cooperative   Joe Nelson. Petersburg Municipal  Power & Light   Scott Newlun, Yakutat Power   Merrill Sanford, Assembly Member,  Juneau    Paul Southland, ACE Coalition   Barbara Stanley/Larry Dunham,  USDA Forest Service   Robert Venables, Southeast  Conference    Alaska Energy Authority | SOUTHEAST ALASKA INTEGRATED RESOURCE PLAN  BLACK & VEATCH | Purpose and Limitations of the IRP iii    Purpose and Limitations of the IRP  PURPOSE AND LIMITATIONS OF THE SOUTHEAST ALASKA IRP     The development of this Southeast Alaska IRP is not the same as the development of a State Energy Plan;  nor does it set State policy. Setting energy‐related policies is the role of the Governor and State  Legislature. With regard to energy policy making, the Southeast Alaska IRP does provide a foundation of  information and analysis that can be used by policy makers to develop important policies.  However, the existence of the State’s Energy Policy and or the potential development of other related  policies could directly impact the specific resources chosen for the region’s future. As such, the Southeast  Alaska IRP will need to be readdressed as future energy‐related policies are enacted.   This IRP, consistent with all integrated resource plans, should be viewed as a “directional” plan. In this  sense, the Southeast Alaska IRP identifies alternative resource paths that the region can take to meet the  future energy needs of the region’s citizens and businesses; in other words, it identifies the types of  resources that should be developed in the future. These paths are summarized through the Preferred  Resource Lists shown in this plan for each of eight subregions in Southeast Alaska. The granularity of the  analysis underlying this IRP, and the quality and inclusiveness of available information on potential  projects as discussed elsewhere, is not sufficient to identify the optimal combination of specific resources  that should be developed.     The capital costs and operating assumptions used in this study for alternative demand‐side  management/energy efficiency (DSM/EE), generation and transmission resources do not consider the  actual owner or developer of these resources. In other words, we assumed the same form of financing for  all resource options.  Ownership could be in the form of individual utilities, a regional entity, or an  independent power producer (IPP). Depending upon specific circumstances, ownership and  development by IPPs may be the least‐cost alternative.   As with all integrated resource plans, the Southeast Alaska IRP should be periodically updated (e.g., every  three to five years) to identify changes that should be made to the Preferred Resource Lists to reflect  changing circumstances (e.g., resolution of uncertainties), improved cost and performance of emerging  technologies (e.g., tidal), and other developments.      Alaska Energy Authority | SOUTHEAST ALASKA INTEGRATED RESOURCE PLAN  BLACK & VEATCH | Acronym List AL‐1    Acronym List  AC  Alternating Current  ACEEE  American Council for an Energy Efficient Economy  ACS  American Community Survey  AEA  Alaska Energy Authority  AEL&P  Alaska Electric Light & Power  AEO 2010  Annual Energy Outlook 2010  AHFC  Alaska Housing Finance Corporation  AN  Audible Noise  ANGDA  Alaska Natural Gas Development Authority  AP&T  Alaska Power & Telephone  APC  Alaska Pulp Company  ARRA  American Recovery and Reinvestment Act  ASD  Alaska Ship & Drydock  AVEC  Alaska Village Electric Cooperative, Inc.  AWG  Advisory Work Group  BC  British Columbia  BESS  Battery Energy Storage System  BPA  Bonneville Power Administration  CAISO  California Independent System Operator  CDP  Census‐Designated Place  CI  Compression Ignition  CL  Corona Losses  CNPV  Cumulative Net Present Value  CO2 Carbon Dioxide  COD  Commercial Operation Date  COP  Coefficient of Performance  CORAC  Composite Refiner Acquisition Cost of Crude Oil  CSC  Source Converters  CWIP  Construction‐Work‐In‐Progress  DC  Direct Current  DNR  Department of Natural Resources  DOL&WD  Department of Labor and Workforce Development  Alaska Energy Authority | SOUTHEAST ALASKA INTEGRATED RESOURCE PLAN  BLACK & VEATCH | Acronym List AL‐2    DOT  Department of Transportation  DOTPF  Department of Transportation and Public Facilities  DR  Demand Response  DSM/EE  Demand‐Side Management/Energy Efficiency  EEI  Edison Electric Institute  EEIRR  Energy Efficiency Interest Rate Reduction Program  EIA  Energy Information Administration’s  EIS  Environmental Impact Statement  EMS  Energy Management System  EPA  Environmental Protection Agency  EPRI  Electric Power Research Institute  EPS  Electric Power Systems, Inc  FDPPA  Four Dam Pool Power Agency  FEIS  Final Environmental Impact Statement  FERC  Federal Energy Regulatory Commission  FS  Forest Service  FSA  Farm Services Agency  GE  General Electric Co.  GIS  Geographic Information System  GSHP  Ground‐Source Heat Pump  HDD  Heating Degree Day  HDR  HDR Alaska Inc.  HERP  Home Energy Rebate Program  HEV  Hybrid Electric Vehicles  HS  High‐Speed  HVAC  High Voltage Alternating Current  HVDC  High Voltage Direct Current  IFA  Inter‐Island Ferry Authority  IPEC  Inside Passage Electric Cooperative  IPP Independent Power Producer  IRP  Integrated Resource Plan  IRR  Internal Rate of Return  ISER  Institute of Social and Economic Research  JEDC  Juneau Economic Development Council  Alaska Energy Authority | SOUTHEAST ALASKA INTEGRATED RESOURCE PLAN  BLACK & VEATCH | Acronym List AL‐3    KMC‐GC  Kennecott Mining Company ‐ Greens Creek Mine  KPU  Ketchikan Public Utilities  kV  Kilovolt  kW  Kilowatt  KWETICO  Kwaan Electric Transmission Intertie Cooperative, Inc.  LUD  Land Use Designation  M&E  Measurement and Evaluation  MIC  Metlakatla Indian Community  mmbf  Million Board Feet  MMBtu  Million British Thermal Units  MP&L  Metlakatla Power & Light  MS  Medium‐Speed  MSRP  Manufacturer’s Suggested Retail Price  MVA  Megawatt‐Ampere  MW  Megawatt  N2 Nitrogen  NEL  Net Energy for Load  NIMBY  Not In My Back Yard  NPV  Net Present Value  NRC  Nuclear Regulatory Commission  NREL  National Renewable Energy Laboratory  O&M  Operation and Maintenance  O3  Ozone  OATT  Open Access Transmission Tariff  OEM  Original Equipment Manufacturers  PCE  Power Cost Equalization  PCS  Power‐Conditioning System  PHEV  Plug‐In Hybrid Electric Vehicle  PMPL  Petersburg Municipal Power and Light  PNW  Pacific Northwest  PSA  Power Sales Agreement  PWM  Pulse‐Width Modulation  R&R  Repair and Replacement  RD  Rural Development  Alaska Energy Authority | SOUTHEAST ALASKA INTEGRATED RESOURCE PLAN  BLACK & VEATCH | Acronym List AL‐4    REAP  Renewable Energy Alaska Project  REGF  Renewable Energy Grant Fund  RI  Radio Interference  RICE  Reciprocating Internal Combustion Engine  RIM  Ratepayer Impact Measure  RIRP  Railbelt Regional IRP  rms  Roof Mean Square  ROD  Record of Decision  ROR  Run‐of‐River  RPS  Renewables Portfolio Standard  RurAL CAP  Rural Alaska Community Action Program, Inc.  SATP  Southeast Alaska Transportation Plan  SCADA  Supervisory Control and Data Acquisition  SEAPA  Southeast Alaska Power Agency  STATCOM  Static Synchronous Compensator  STI  Swan‐Tyee Intertie  TRC  Total Resource Cost  ULC  Upper Lynn Canal  UMTRI  Transportation Research Institute At The University of Michigan  USDA  US Department of Agriculture  USFS  United States Forest Service  VAC  Volts Alternating Current  VEEP  Village Energy Efficiency Program  VMT  Vehicle Miles Traveled  VOC  Volatile Organic Compound  VSC  Voltage Source Converters  WEC  Wave Energy Conversion  WECC  Western Electricity Coordinating Council  WEST  Wave Energy/Sequestration Technology  WGA  Western Governor’s Association  WMLP  Wrangell Municipal Light & Power    Alaska Energy Authority | SOUTHEAST ALASKA INTEGRATED RESOURCE PLAN  BLACK & VEATCH | Table of Contents TC‐1    Table of Contents    1.0 Executive Summary ............................................................................................................................ 1­1  1.1  Key Findings ........................................................................................................................................... 1‐4  1.2  Project Overview and Approach .................................................................................................... 1‐8  1.3  Issues Facing the Region ................................................................................................................. 1‐10  1.4  Existing Utility Systems ................................................................................................................... 1‐11  1.5  Evaluation of Potential Hydro Projects ..................................................................................... 1‐13  1.6  Evaluation of Potential Transmission Interconnections ................................................... 1‐18  1.7  Summary of DSM/EE Program Screening ............................................................................... 1‐22  1.8  Space Heating Conversion .............................................................................................................. 1‐23  1.9  Regional Expansion Plan Development .................................................................................... 1‐26  1.10  Implementation Risks and Issues ............................................................................................... 1‐35  1.11  Conclusions ........................................................................................................................................... 1‐37  1.12  Recommendations ............................................................................................................................. 1‐52  1.13  Near‐Term Regional Implementation Action Plan (2012‐2014) ................................... 1‐58  1.13.1  Capital Projects – SEAPA Subregion ........................................................................ 1‐59  1.13.2  Capital Projects – Other Subregions ........................................................................ 1‐60  1.13.3  Regional Supporting Studies and Other Actions ................................................ 1‐63    LIST OF TABLES   Table 1‐1  External Drivers and Regional Issues Facing Southeast Alaska ..................................... 1‐10  Table 1‐2  Refined Screened Potential Hydro Project List ..................................................................... 1‐16  Table 1‐3  Results of Transmission Interconnection Economic Evaluation.................................... 1‐20  Table 1‐4  Results of Transmission Interconnection Public Benefit Evaluation ........................... 1‐21  Table 1‐5  Savings from Pellet Conversion Program ‐ 80 Percent (Cumulative Present  Worth Costs $’000)............................................................................................................................ 1‐24  Table 1‐6  Savings from Pellet Conversion Program ‐ 30 Percent (Cumulative Present  Worth Costs $’000)............................................................................................................................ 1‐25  Table 1‐7  Resource‐Specific Risks and Issues ‐ Summary..................................................................... 1‐36  Table 1‐8  Results of Integrated Cases – Regional Summary ................................................................ 1‐40  Table 1‐9  Results of Integrated Cases – Subregional Savings .............................................................. 1‐42  Table 1‐10  General Strategy for Adding Regional Resources ................................................................. 1‐46  Table 1‐11  Committed Resources ...................................................................................................................... 1‐49  Table 1‐12  Region‐wide Preferred Resource List ....................................................................................... 1‐53  Table 1‐13  Near‐Term Implementation Action Plan – Capital Projects – SEAPA  Subregion .............................................................................................................................................. 1‐59  Table 1‐14  Near‐Term Implementation Action Plan – Capital Projects – Admiralty  Island Subregion ................................................................................................................................. 1‐60  Alaska Energy Authority | SOUTHEAST ALASKA INTEGRATED RESOURCE PLAN  BLACK & VEATCH | Table of Contents TC‐2    Table 1‐15  Near‐Term Implementation Action Plan – Capital Projects – Baranof Island  Subregion .............................................................................................................................................. 1‐60  Table 1‐16  Near‐Term Implementation Action Plan – Capital Projects – Chichagof  Island  Subregion ................................................................................................................................ 1‐61  Table 1‐17  Near‐Term Implementation Action Plan – Capital Projects – Juneau Area  Subregion .............................................................................................................................................. 1‐61  Table 1‐18  Near‐Term Implementation Action Plan – Capital Projects – Northern  Region Subregion ............................................................................................................................... 1‐62  Table 1‐19  Near‐Term Implementation Action Plan – Capital Projects – Prince of  Wales Subregion ................................................................................................................................. 1‐62  Table 1‐20  Near‐Term Implementation Action Plan – Capital Projects – Upper Lynn  Canal Subregion .................................................................................................................................. 1‐63  Table 1‐21  Near‐Term Implementation Action Plan – Regional Supporting Studies and  Other Actions ....................................................................................................................................... 1‐63    LIST OF FIGURES   Figure 1‐1  Elements of Stakeholder Involvement Process ....................................................................... 1‐9  Figure 1‐2  Transmission Systems Considered in the IRP ........................................................................ 1‐12  Figure 1‐3  Hydro Project Evaluation Process .............................................................................................. 1‐14  Figure 1‐4  Subregion Summary – SEAPA ....................................................................................................... 1‐27  Figure 1‐5  Subregion Summary – Admiralty Island .................................................................................. 1‐28  Figure 1‐6  Subregion Summary – Baranof Island ....................................................................................... 1‐29  Figure 1‐7  Subregion Summary – Chichagof Island ................................................................................... 1‐30  Figure 1‐8  Subregion Summary – Juneau Area ............................................................................................ 1‐31  Figure 1‐9  Subregion Summary – Northern .................................................................................................. 1‐32  Figure 1‐10  Subregion Summary – Prince of Wales ..................................................................................... 1‐33  Figure 1‐11  Subregion Summary – Upper Lynn Canal ................................................................................ 1‐34    Alaska Energy Authority | SOUTHEAST ALASKA INTEGRATED RESOURCE PLAN  BLACK & VEATCH | Executive Summary 1‐1    1.0 Executive Summary  A directive from the Alaska Legislature designated the Alaska Energy Authority (AEA) as the lead  agency to develop an Integrated Resource Plan (IRP) for the Southeast region, which includes over  30 communities.  AEA retained Black & Veatch to examine the current status of energy resources in  the region and explore the options for minimizing future power supply costs and space heating  costs, while maintaining or improving current levels of power supply reliability.  Black & Veatch  was assisted by HDR Alaska, Inc., in the evaluation of potential hydro projects.  The purpose of this section is to provide a summary of the results of the Southeast Alaska IRP study.   In completing this study, Black & Veatch has reviewed and built upon the results of the significant  analysis and planning work completed, over the years within the region, of specific generation and  transmission initiatives, including the Southeast Intertie Plan that has envisioned tying all of the  communities of the region into a single transmission network.  Our goal has been to develop a detailed and cohesive plan that will be of use for all people of  Southeast Alaska. This plan is the result of our effort. It is a large and complex document, which  likely will be used in different ways by different people.  There are specific sections, listed below,  that develop different aspects of energy planning that are building blocks for the cohesive plan.     Volume 1 ­ Executive Summary  ● Section 1.0 ­ Executive Summary   Volume 2 ­ Technical Report  ● Section 2.0 ­ Project Overview and Approach‐‐Provides an overview of Black &  Veatch’s approach to the completion of this study.  ● Section 3.0 – Situational Assessment‐‐Summarizes the various energy‐related  drivers and issues facing Southeast Alaska.  ● Section 4.0 – Description of Existing System and Committed Resources‐‐ Provides detailed information on each community, along with information on the  region’s existing generation and transmission resources, including the Committed  Resources identified by the Advisory Work Group.  ● Section 5.0 – Fuel Price Projections‐‐Summarizes the fuel price projections used  in this study.  ● Section 6.0 – Economic Parameters‐‐Identifies the economic parameters used in  this study.  ● Section 7.0 – Reliability Criteria‐‐Summarizes the reliability criteria used in  modeling the Southeast region’s electric utility systems.  ● Section 8.0 – Load Forecasts‐‐Summarizes the three alternative load forecasts that  were developed for each community.  ● Section 9.0 – Financing Alternatives‐‐Discusses alternative financial structures  that could be used to finance future resource additions.  ● Section 10.0 – Potential Hydroelectric Projects‐‐Summarizes Black & Veatch’s  evaluation of potential hydroelectric projects.  ● Section 11.0 – Other Generating Unit Alternatives‐‐Provides information on  other generation technologies considered in the study.   Alaska Energy Authority | SOUTHEAST ALASKA INTEGRATED RESOURCE PLAN  BLACK & VEATCH | Executive Summary 1‐2    ● Section 12.0 – Transmission Interconnection Alternatives‐‐ Summarizes Black &  Veatch’s evaluation of potential transmission interconnections.  ● Section 13.0 – Demand­Side Options‐‐ Summarizes Black & Veatch’s evaluation of  energy efficiency and conservation measures.  ● Section 14.0 – Weatherization‐‐Provides information on the region’s existing  weatherization programs.  ● Section 15.0 – Space Heating Conversion‐‐ Summarizes Black & Veatch’s  evaluation of alternative space heating technology alternatives.  ● Section 16.0 – Initial Analysis of Issues‐‐Provides a detailed assessment of the  energy‐related issues facing the region.  ● Section 17.0 – Regional Expansion Plan Development‐‐Provides Black & Veatch’s  electric and space heating resource recommendations for each of the eight  subregions considered.  ● Section 18.0 – Financial Assessment‐‐Provides Black & Veatch’s  recommendations related to financing the recommended resources.  ● Section 19.0 – Implementation Risks and Issues‐‐Summarizes the different  implementation risks and issues for each alternative resource technology.  ● Section 20.0 – Conclusions and Recommendations‐‐Provides Black & Veatch’s  detailed conclusions and recommendations resulting from this study.  ● Section 21.0 – Near­Term Regional Implementation Action Plan (2012­2014)‐‐ Provides Black & Veatch’s recommended near‐term implementation plan.   Volume 3 – Appendices  ● Appendix A – Fuel Forecasts‐‐Provides detailed information on the fuel price  projections.  ● Appendix B – Financial Models‐‐Provides example financial pro formas based  upon the financing alternatives discussed in Section 9.  ● Appendix C – Comprehensive Potential Hydro Project List‐‐Provides the  detailed list of all potential hydro projects that were identified and considered in  this study.  ● Appendix D – Advisory Work Group Resolution‐‐Provides the resolution passed  by the Advisory Work Group establishing the list of Committed Resources, which are  discussed later in this section.  ● Appendix E – Description of Strategist®‐‐Provides a description of the Strategist®  optimal generation expansion model used to evaluate the various alternatives and  scenarios.  ● Appendix F –Stakeholder Meetings‐‐Provides a list of the stakeholder meetings  held to gain input for the Southeast Alaska IRP.     Alaska Energy Authority | SOUTHEAST ALASKA INTEGRATED RESOURCE PLAN  BLACK & VEATCH | Executive Summary 1‐3      PURPOSE AND LIMITATIONS OF THE SOUTHEAST ALASKA IRP     The development of this Southeast Alaska IRP is not the same as the development of a State Energy Plan;  nor does it set State policy. Setting energy‐related policies is the role of the Governor and State  Legislature. With regard to energy policy making, the Southeast Alaska IRP does provide a foundation of  information and analysis that can be used by policy makers to develop important policies.  However, the existence of the State’s Energy Policy and or the potential development of other related  policies could directly impact the specific resources chosen for the region’s future. As such, the Southeast  Alaska IRP will need to be readdressed as future energy‐related policies are enacted.   This IRP, consistent with all integrated resource plans, should be viewed as a “directional” plan. In this  sense, the Southeast Alaska IRP identifies alternative resource paths that the region can take to meet the  future energy needs of the region’s citizens and businesses; in other words, it identifies the types of  resources that should be developed in the future. These paths are summarized through the Preferred  Resource Lists shown in this plan for each of eight subregions in Southeast Alaska. The granularity of the  analysis underlying this IRP, and the quality and inclusiveness of available information on potential  projects as discussed elsewhere, is not sufficient to identify the optimal combination of specific resources  that should be developed.     The capital costs and operating assumptions used in this study for alternative demand‐side  management/energy efficiency (DSM/EE) and generation and transmission resources do not consider  the actual owner or developer of these resources. In other words, we assumed the same form of financing  for all resource options.  Ownership could be in the form of individual utilities, a regional entity, or an  independent power producer (IPP). Depending upon specific circumstances, ownership and  development by IPPs may be the least‐cost alternative.   As with all integrated resource plans, the Southeast Alaska IRP should be periodically updated (e.g., every  three to five years) to identify changes that should be made to the Preferred Resource Lists to reflect  changing circumstances (e.g., resolution of uncertainties), improved cost and performance of emerging  technologies (e.g., tidal), and other developments.    INTEGRATED RESOURCE PLANS (IRPs) VERSUS ECONOMIC DEVELOPMENT PLANS (EDPs)    IRPs by their nature, and consistent with utility industry best practices, should be conservative with regard to  the input assumptions used.  Without such conservatism, there is a significant possibility that decisions will  be made that turn out to be imprudent resulting in stranded assets.  Since the costs incurred by utilities are  borne by their customers, utilities need to develop plans that will meet expected load growth, while being  aware of potential additional load growth that might require them to respond quickly to changed conditions.   This is why Black & Veatch included a High Scenario Load Forecast in addition to the Reference Scenario Load  Forecast in the Southeast Alaska IRP.  EDPs, on the other hand, tend to be more optimistic in that they are often intended to paint a “build it and  they will come” picture of what could happen if certain policies are enacted and actions are taken.  This is  appropriate as it helps regional policy makers to look at the potential beneficial impacts of adopting new  policies.  This does not mean that IRPs and EDPs are diametrically opposed; rather, they serve complimentary  purposes and regional decision makers should consider both when making choices regarding how to meet  the region’s future energy requirements.       Alaska Energy Authority | SOUTHEAST ALASKA INTEGRATED RESOURCE PLAN  BLACK & VEATCH | Executive Summary 1‐4    1.1 KEY FINDINGS  The key findings from this study include the following:   Historical Crossroad – The current situation facing the Southeast region includes a  number of issues that place the region at a historical crossroad regarding the mix of  generation, demand‐side management/energy efficiency (DSM/EE), end‐use conversions,  transmission, and transportation resources that it will rely on to economically and reliably  meet future electric and heating needs.    Subregional Differences Require Solutions for Each Subregion – Southeast Alaska has  significant hydroelectric power resources, and many parts of the region enjoy the affordable  and plentiful electricity from specific hydroelectric power projects that have been  developed over the last century.  Other subregions do not have this economic benefit and  are forced to walk down the path of diesel fuel dependency. This has created a gap or chasm  between communities, where stable and “well‐to‐do” communities exist near struggling  communities and a notable absence of private sector economic activity are the norm.  As a  result of these subregional differences, Black & Veatch developed Preferred Resource Lists  for each subregion as part of this study. These Preferred Resource Lists, which are  summarized later is this section and discussed in more detail in Section 17.0, include a  portfolio of resources that have been identified according to the specific circumstances  faced by each subregion.     External Energy Drivers – Diesel fuel has evolved as the heating fuel and non‐ hydroelectric power generation fuel of choice over the last five decades.  It was always  perceived as being a stable priced fuel, which was easy to transport and use.  The recent  unprecedented increase in diesel prices has made the search for alternative fuels for  heating, and development of economic renewable energy sources, a key part of energy  planning for Southeast Alaska.  These considerations are the foundation for this regional  IRP.   Future Role of SEAPA May Need to Evolve – 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.   Shortage of Storage Hydroelectric – The Southeast region as a whole is currently short of  hydro storage capacity.  As a result, potential hydroelectric projects with storage  capabilities are more valuable, particularly from a system integration perspective (i.e., the  matching of generation capability with electric demands in connected load centers) than  potential run‐of‐the‐river hydro projects.     Space Heating Conversions – The “achilles heel” of the current hydro system is the recent  trend towards conversion of oil space heating to electric resistance space heating in those  communities with access to low‐cost hydroelectric.  The relationship of the cost of fuel oil to  the stable price of hydroelectric‐based electricity has created a unique situation where, for  hydroelectric rich subregions, it is economically advantageous for people individually to  switch from heating with fuel oil to resistance electric heating.  While this may seem a  reasonable economic action for a resident to take to lower overall utility costs, it is and has  Alaska Energy Authority | SOUTHEAST ALASKA INTEGRATED RESOURCE PLAN  BLACK & VEATCH | Executive Summary 1‐5    “There is no ‘silver bullet’ for   the Southeast…..it is more like  ‘silver buckshot.’”  Advisory Work Group Member  been shown to be detrimental at a community‐ and utility‐wide level.   There is clear  evidence that widespread conversions of energy supply for heating has eaten into reserve  hydroelectric power capacity and energy supplies, such that nearly all of the hydro rich  subregions need to supplant hydro power production with diesel‐fired generation.     Lack of Information on Potential Hydro Projects – One significant impediment to the  completion of this IRP was the wide variety in the quality and inclusiveness of information  available to evaluate specific hydro projects.  As a result of this wide variation in data  quality across the spectrum of potential hydro projects in the Southeast region, it is  impossible at this time to conduct a true “apples‐to‐apples” comparison of hydro projects.   In a similar manner, it is impossible at this time to complete a definitive comparison of the  economics of potential hydro projects to other resources (e.g., biomass, other renewable  technologies, and DSM/EE).   Need for Balanced Portfolio of Resources – The  uncertainties facing the region and the limitations  on the quality and inclusiveness of information on  potential hydro projects drive home the need for  the region to: 1) develop multiple options, 2) move  towards a more balanced and diversified portfolio  of resources, and 3) maintain flexibility with regard to the selection of resource options  over time as the uncertainties above become more resolved.  Black & Veatch concludes that  a diversified, balanced solution represents the most appropriate way for the region to move  forward.  In short, Southeast Alaska will not be able to merely build more hydroelectric  power and transmission projects to chart its future.  It must embrace a coordinated action  plan that includes DSM/EE, which are actions consumers and businesses must take, and  development of hydro power projects in areas that now suffer extremely high and  economically stifling utility rates. The solution set must involve electricity supply, heating  energy supply, and considerations of electric vehicles for transportation.     Phased Approach to the Future – Black & Veatch believes that it is important for the  region to think about the future in two phases with regard to long‐term resource decisions:  ● Phase 1 ‐ the next 5 years (2012‐2016)  ● Phase 2 ‐ beyond the next 5 years (2017 and beyond)  In Phase 1, the regional emphasis should be on adding the Committed Resources (which  are discussed in Section 1.11 and Section 4.0) and aggressively pursuing the  implementation of DSM/EE and biomass space heating conversion programs.    In parallel, the region should continue reconnaissance and feasibility studies of all potential  hydro projects listed in the Refined Screened Potential Hydro Project List (see Table 10‐4 in  Section 10.0).  These reconnaissance and feasibility studies should be completed consistent  with the AEA‐directed process and standards.  Finally, as part of Phase 1, this IRP should be updated in 2014‐2015 to make the longer‐ term resource selections that would be implemented in Phase 2.  By updating the Southeast  Alaska IRP in 2014 or 2015, the region will have: 1) better project‐specific information to  make a definitive selection among specific alternative hydro and other renewable projects,  and 2) actual experience with the implementation of DSM/EE and biomass conversion  programs to better determine the level to which the region, and individual subregions, can  rely on these programs over the long term.  Alaska Energy Authority | SOUTHEAST ALASKA INTEGRATED RESOURCE PLAN  BLACK & VEATCH | Executive Summary 1‐6    In Phase 2, the region would develop hydroelectric and other renewable projects, as well as  continue to implement DSM/EE and biomass conversion programs as appropriate, based  upon the results of the updated Southeast Alaska IRP.   Economic Realities of Southeast Intertie Concept – The vision of interconnecting all of  the Southeast communities into a backbone transmission system has been discussed by  many Southeast Alaskans for several decades.  This initiative is in direct response to the  reality of Southeast Alaska that hydroelectric resources are beyond the economic reach of a  number of the Southeast communities. While the intent of this initiative has been to provide  affordable hydropower‐based energy to all communities, Black & Veatch finds that  implementation of the backbone is not economic, and other energy solutions are  recommended for specific communities.  Two selected transmission line projects that have  been a part of the initiative (Kake to Petersburg Intertie and the Metlakatla Intertie) are  included in the list of Committed Resources. The remainder of the connections will include  long submarine cables and very high construction costs that are not justified by the  expected power flows.  In short, even if the projects are fully funded by the State of Alaska,  expected maintenance and operations costs will exceed significantly the benefits of many of  the potential regional interconnections.  The results of the initial economic evaluation of the  transmission interconnections indicates that none of the interconnections evaluated have  estimated transmission costs that are lower than the projected diesel generation costs.     AK­BC Intertie – One specific resource addition considered in this study was the  development of the AK‐BC Intertie, which would connect the Southeast region to the BC  Hydro transmission network, allowing for the import or export of power to or from British  Columbia and the lower 48 states.  Black & Veatch conducted a screening analysis for two  cases: 1) the “export scenario” and 2) the “import scenario,” and concluded that it was not a  viable resource under the current conditions.     Role of Technology Innovation – Black & Veatch’s recommendations offer a multi‐faceted  energy future, but it is clear that this IRP cannot yield equality in cost of and availability of  energy throughout the region.  In particular, remote communities are facing a future of  continuing higher rates for energy.  Expected electrical rates in Kake, Angoon, and  Ketchikan will remain distinctly different, and this will likely be one key player in the  economic future of the communities.  Certainly, Kake and Angoon, and the utilities that  serve them, do not have the advantages of utilities, such as Ketchikan Public Utilities, of size  and paid for energy infrastructure that is owned by SEAPA that has been significantly  subsidized by past Federal and State‐funded energy projects.  Possible future solutions to  this equality issue may reside in focused technology advances in small‐scale power supply.   Governmental organizations such as the AEA Emerging Energy Technology Fund and the  Alaska Center for Energy can play an important role in seeking lower cost energy  conversions.     Alaska Energy Authority | SOUTHEAST ALASKA INTEGRATED RESOURCE PLAN  BLACK & VEATCH | Executive Summary 1‐7    “I would like to see the AEA play a  much stronger role in leading the  way to less reliance on carbon­ based fuels.”  Southeast Alaska Resident   Aggressive Pursuit of DSM/EE and Biomass Conversion Programs – Based upon the  results of this study, the region should significantly increase the implementation of DSM/EE  programs.  However, to achieve these projected savings, the region will need to approach  this effort as a top priority and address a number of important delivery issues, including:  1) how best to leverage existing Alaska Housing Finance Corporation (AHFC), AEA, and  RurAL CAP programs, 2) whether additional DSM/EE programs should be developed on a  regional basis and implemented in close coordination with local utilities versus requiring  each utility to develop their own DSM/EE‐related staff and skills, 3) establishing Southeast  region‐specific costs for higher efficient appliances and equipment, and 4) the financing of  the up‐front DSM/EE program development costs as well as ongoing incentives to  residential and commercial customers to install more efficient appliances and equipment.  Also, the region should pursue policies and programs to encourage the conversion of space  heating to biomass.  One particularly promising resource option to accomplish this goal is  the regional adoption of wood pellet technology.  Again, to achieve the very significant  savings related to space heating conversions to biomass identified in this study, the region  will need to be serious in its approach to this potential and address the same type of  delivery issues as discussed above for DSM/EE programs.   Load Uncertainties due to Economic Development Efforts and Potential Mines –  Another risk facing the region is the potential for large load increases resulting from  economic development efforts (e.g., the development of one or more mines, ore or fish  processing plants, etc.).  Although the High Scenario Load Forecasts, discussed in  Section 8.0, were developed to illustrate the potential for significantly higher load growth  than shown in the Reference Scenario Load Forecasts (on a regional basis, the High Scenario  Load Forecast is about 73 percent higher than the Reference Scenario Load Forecast by the  end of the 50 year planning period), they may not adequately capture the impact of a large  mine load increase (or any other large, discrete increase) because of the potential size of  mine loads and the fact that, if developed, the impact of a new mine would be site‐specific.   Mine development and other large economic development loads face significant uncertainty  and are very difficult to plan for electric generation additions without the risk of having  stranded investment.  This is especially true in planning for hydro generation which also  faces significant uncertainty.  Given the uncertainties associated with the development of  potential mines, and other large economic development loads, their inclusion as part of the  unspecified loads in the High Scenario Load Forecast is a prudent method of addressing  them.   Need for Continued State Financial Assistance  and Proposed AEA Decision Framework and  Policy – It will be critical for the State to continue to  provide financial assistance to enable the region to  lower costs and meet its electric and heating needs  going forward.  To ensure that State monies provide  public benefit, the AEA is proposing a decision  framework and policy requiring developers of each potential project to develop a standard  set of information, at an appropriate level and quality of detail, prior to any decisions being  made about which projects should be developed.  This decision framework and related  information standards, discussed in Section 10.1, are intended to yield a minimum  threshold of information, thereby providing the foundation of decisions regarding the next  increment of hydro projects.  They are also intended to identify any fatal flaws that would  prohibit a proposed project from being developed.  Black & Veatch believes that this type of  Alaska Energy Authority | SOUTHEAST ALASKA INTEGRATED RESOURCE PLAN  BLACK & VEATCH | Executive Summary 1‐8    “Public­private partnerships are  crucial to developing energy  infrastructure in Alaska.”  Former Mayor, Rural Community  decision framework and information standards should be adopted to effectively address the  issues associated with the quality and inclusiveness of information available on specific  projects, and enable the region to make more fact‐based decisions regarding which hydro  projects should be developed.   Encourage Private Development of Resources –  To make private development of projects in the  region more feasible, a standard power sales  agreement (PSA) should be developed to:  1) facilitate the provision of State financial  assistance, and 2) provide independent power  producers (IPPs) an equal opportunity to submit qualified proposals to develop specific  projects.  Additionally, consideration should be given to the development of an open access  policy for the region’s transmission network, based on the Federal Energy Regulatory  Commission (FERC) Open Access Transmission Tariff (OATT), which governs the planning  and operation of the transmission grids in the lower 48 states.  1.2 PROJECT OVERVIEW AND APPROACH  The IRP study process for the Southeast Alaska region consisted of four key stages: data collection,  optimal generation expansion and integrated DSM/EE and transmission expansion planning,  consideration of space heating and transportation requirements, and report writing and  documentation.  Throughout this process, data related to alternative demand‐side, supply‐side, and  transmission resource options were compiled, reviewed, screened, and modeled, where  appropriate,  using Ventyx’s Strategist® optimal generation expansion model.  Model inputs and  assumptions consider possible sensitivity cases and considerations unique to each community and  their serving utilities to derive an expansion plan for the Southeast region.   One of the AEA’s directives to Black & Veatch was to proactively solicit input from a broad cross‐ section of the Southeast region’s stakeholders.  Elements of the stakeholder involvement process  are summarized in Figure 1‐1.  Alaska Energy Authority | SOUTHEAST ALASKA INTEGRATED RESOURCE PLAN  BLACK & VEATCH | Executive Summary 1‐9      Figure 1‐1 Elements of Stakeholder Involvement Process  As part of the stakeholder involvement process, the AEA assembled an Advisory Work Group  (AWG), which provided input on a number of project‐related issues, including the following:   Project objectives, scope, and approach.   General and project‐specific input assumptions.   Potential projects to be treated as Committed Resources.   Preliminary results, conclusions, and recommendations.   Draft report.  In addition to working with the AWG, Black & Veatch took the following actions to increase the level  of public input into the process of developing the Southeast Alaska IRP:   Participated in two technical conferences.  The first technical conference was at the  beginning of the project to discuss the objectives, process and schedule to be followed, as  well as to receive initial input from regional stakeholder regarding issues that need to be  addressed.  The second technical conference occurred after the Draft Report was issued at  the Southeast Conference Mid‐Session Summit.   Participated in approximately 50 community meetings that were held during the course of  the project (Appendix F includes a list of these community meetings).     Participated in eight AWG meetings to which the general public was invited.   Conducted other discussions with utilities and community leaders to gather information  (e.g., input data required for the development of the three load forecast scenarios) and to  better understand specific issues faced by each utility or community.    Alaska Energy Authority | SOUTHEAST ALASKA INTEGRATED RESOURCE PLAN  BLACK & VEATCH | Executive Summary 1‐10    “We are surrounded by forests,  but we can’t touch them.”  Southeast Business Owner  “After the business is closed for  the day, I go upstairs to relax and  read by the light of the street  lamp. I cannot afford to keep the  lights on for pleasure.”  Yakutat Business Owner  “Because of the high energy costs,  we had to lay off our employee.  My husband and I have to do all  the work ourselves.”  Hoonah Restaurant Owner  “The key energy­related issues  and uncertainties in the  Southeast are manifold including  threats stemming from high  energy costs to rural  communities, resulting in  outmigration of residents.”  Commercial Fisherman  1.3 ISSUES FACING THE REGION  The Southeast region faces a number of challenging energy‐related drivers and issues including  those listed in Table 1‐1.  Each of these drivers and issues is discussed in more detail in Section 3  and Section 16.  Table 1‐1 External Drivers and Regional Issues Facing Southeast Alaska  EXTERNAL DRIVERS REGIONAL ISSUES   Federal and State energy policy legislation    Fossil fuel prices and availability   Land use regulations     Uniqueness of Southeast Alaska   Subregional Differences  o Cost of electricity  o Conversion to electric space heating  o Rapidly declining excess hydroelectricity  o Declining population in communities  o Declining economies in communities   High cost of space heating   Difficulty in developing new hydroelectricity and  transmission interconnection projects   Low levels of weatherization and energy efficiency   Availability and cost of capital   Risk management issues                     Alaska Energy Authority | SOUTHEAST ALASKA INTEGRATED RESOURCE PLAN  BLACK & VEATCH | Executive Summary 1‐11    1.4 EXISTING UTILITY SYSTEMS  Southeast Alaska is characterized by numerous islands, marine passages, mountains, and evergreen  forests in a wet, relatively temperate climate. The combination of high precipitation levels and the  mountainous terrain provides significant opportunity for hydroelectric generation. The  mountainous, island environment, however, has limited the development of roads and other  infrastructure systems, including electric transmission lines, generally to relatively confined areas  surrounding the region’s cities, towns, and villages. Consequently, although significant  hydroelectric power is available in some locations, the lack of power transmission facilities  prevents its distribution to the region as a whole.  The existing transmission system in Southeast Alaska is very limited; however, the electric systems  in a few communities are currently interconnected. To date, the Southeast Alaska power system has  developed to utilize hydroelectric resources on a subregional or isolated community basis. Within  the subregions, some transmission lines are currently planned to be constructed in the near future  to further distribute power from relatively small hydroelectric projects. For the purposes of  analyzing the transmission system in Southeast Alaska, subregions were identified as shown on  Figure 1‐2.  From a modeling perspective, it was necessary to divide the Southeast region into subregions that  are not currently interconnected.  This was required to evaluate the economic benefit of specific  transmission connections, and is consistent with standard industry practice as it relates to the  evaluation of potential transmission interconnections.  Completing the modeling in this manner  does not mean that the modeling was done on a subregional basis as opposed to a regional basis.   Rather, the modeling (using Strategist®) was completed on a regional basis (i.e., electric costs were  minimized on a regional basis) using the subregions to evaluate the cost‐effectiveness of building  transmission interconnections between the various subregions as part of the regional solution.  As part of its deliberations, the Southeast Alaska IRP AWG passed a resolution directing Black &  Veatch to consider the following generation and transmission projects as “Committed Resources”  for purposes of this study:   Blue Lake Expansion Hydro (Sitka) ‐ 2015   Gartina Falls Hydro (Hoonah) – 2015   Reynolds Creek Hydro (Prince of Wales) ‐ 2014   Thayer Creek Hydro (Angoon) ‐ 2016   Whitman Lake Hydro (Ketchikan) ‐ 2014   Kake – Petersburg Intertie ‐ 2015   Ketchikan – Metlakatla Intertie ‐ 2013  From an analytical and modeling perspective, the designation of these projects as Committed  Resources means that they are treated as existing units.       Alaska Energy Authority | SOUTHEAST ALASKA INTEGRATED RESOURCE PLAN  BLACK & VEATCH | Executive Summary 1‐12      Figure 1‐2 Transmission Systems Considered in the IRP       Yakutat Gustavus Northern Region Chilkat Valley Klukwan Upper Lynn Canal Juneau Douglas AukeBay Greens  Creek Juneau Area Haines Skagway Elfin Cove Hoonah Chichagof Island Pelican Tenakee Springs Angoon Admiralty Island Sitka Baranof  Island Naukati Klawock Prince of Wales Region Whale Pass Coffman Cove Thorne  Bay Hollis HydaburgCraig Kasaan Kake Metlakatla SEAPARegion Petersburg Wrangell Ketchikan Saxman Transmission Planning Regions IPEC AP&T Alaska Energy Authority | SOUTHEAST ALASKA INTEGRATED RESOURCE PLAN  BLACK & VEATCH | Executive Summary 1‐13    1.5 EVALUATION OF POTENTIAL HYDRO PROJECTS  The approach used by Black & Veatch to evaluate the potential hydro projects in the region is  summarized on Figure 1‐3 and described in detail in Section 10.0.  The screening process started with the development of a comprehensive list of potential hydro  projects in the region.  Black & Veatch, and its subcontractor HDR Alaska Inc. (HDR), developed this  Comprehensive Potential Hydro Project List, and it contains the projects that Black & Veatch/HDR  become aware of from numerous sources.  One of the main sources of potential projects was the  1947 Water Powers of Southeast Alaska Report prepared by the Federal Power Commission.  This  report contained 200 hydro projects some of which have already been constructed.  Where more  than one source of information was available, data from the additional sources were also included  in the screening process.  Some data were conflicting, and some became more refined and,  potentially, more accurate as projects developed.  In all, nearly 300 projects are included in the  Comprehensive Potential Hydro Project List.    The next step of the process was to conduct a high‐level evaluation of the Comprehensive Potential  Hydro Project List, which yielded a list of potential projects that could supply future power needs,  subregion by subregion.  The criteria for screening, listed below, are a practical set of gates that  projects must pass through to be considered a potential generation resource.  Screening narrows  the potential projects to be considered and is structured so all reasonable projects can be  considered as generation resources; typically, acceptable projects are currently under development  or have had a significant level of development work conducted for them.  This list is referred to as  the Refined Screened Potential Hydro Project List:   Committed Resources – Projects where the decision to develop them has already been  made.   Projects which would otherwise be viable resource candidates, but are deemed to have  significant environmental and land use issues, are identified and set aside for potential  consideration later in the planning.   Projects that are being developed to specifically serve loads for potential new mines being  developed and, therefore, not generally intended to be interconnected in any meaningful  fashion to the utility grid system.   Projects which are primarily being developed to export power from Alaska.   Projects which may be suitable for development to serve the utility systems of the Southeast  Alaska communities.     Alaska Energy Authority | SOUTHEAST ALASKA INTEGRATED RESOURCE PLAN  BLACK & VEATCH | Executive Summary 1‐14      Figure 1‐3 Hydro Project Evaluation Process     Alaska Energy Authority | SOUTHEAST ALASKA INTEGRATED RESOURCE PLAN  BLACK & VEATCH | Executive Summary 1‐15    The Refined Screened Potential Hydro Project List is shown in the Table 1‐2.  One significant impediment to the completion of the SEIRP was the wide variety in the quality and  inclusiveness of information available to evaluate specific hydro projects, including:   Realistic commercial operation dates (CODs).   Capital costs.   Storage capacity, if any, and monthly energy output.   Environmental, permitting, and licensing issues.   Business structure and agreements, including ownership structure, project development  capabilities, and power sale and interconnection agreements.  As a result of this wide variation in data quality across the spectrum of potential hydro projects in  the Southeast region, it is impossible to conduct a true “apples‐to‐apples” comparison of projects.   To get all projects to a comparable level of data quality requires a significant amount of further  study, and this effort is outside of the scope of this study; consequently, it is impossible at this time  to make a definitive selection of which hydro projects should be developed within each subregion  to meet future electric requirements.    As a result, generic hydro projects were developed for use in modeling expansion plans in  Strategist® to evaluate: 1) the proper sizing and timing of additional hydro projects that could be  added to each subregion, and 2) transmission interconnections and other alternative generation  and demand‐side projects.  The generic projects were developed for use in the modeling to avoid  having to model with the specific projects identified in Table 10‐2 with their attendant issues of the  quality and inclusiveness of cost and performance estimates.  The generic projects developed for  each subregion are shown in Table 10‐5.  It should be noted that these generic hydro projects are  not based on actual projects that are available within each subregion.  They represent a more  idealistic view of the type of hydro projects that would best match the capacity and storage needs of  each subregion.  As a final step in the hydro project evaluation, Black & Veatch and HDR assessed the types of project  development and operational risks related to each project on the Refined Screened Potential Hydro  Project List in Table 1‐2.  The relative rankings for each risk factor are shown in Table 10‐7, located  in Section 10.0.    Alaska Energy Authority | SOUTHEAST ALASKA INTEGRATED RESOURCE PLAN BLACK & VEATCH | Executive Summary 1‐16  Table 1‐2 Refined Screened Potential Hydro Project List PROJECT NAME  LOCATION CATEGORY CAPACITY (MW) CAPITAL COST ANNUAL ENERGY (MWH) ($ MILLIONS) $/KW SEAPA Anita ‐ Kunk Lake Wrangell Storage 8.60 90.54‐135.82 10,528‐15,793 28,100 Cascade Creek Petersburg Storage 70.00 146.35‐219.53 2,091‐3,136 202,300 Connell Lake Ketchikan Storage 1.70 5.40‐10.80 3,176‐6,353 10,600 Lake Shelokum Wrangell Storage 10.00 39.00‐91.00 3,900‐9,100 40,000 Mahoney Lake Ketchikan Storage 9.60 34.50‐51.76 3,594‐5,392 46,066 Orchard Lake Meyers Chuck Storage 10.00  34.20‐79.80 3,420‐7,980 56,000 Ruth Lake Petersburg Storage 20.00 84.54‐126.82 4,227‐6,341 70,700 Scenery Creek Petersburg Storage 30.00 128.98‐193.48 4,299‐6,449 128,700 Sunrise Lake Wrangell Storage 4.00 16.64‐24.96 4,160‐6,240 13,500 Thoms Lake Wrangell Storage 7.50 110.11‐135.17 14,681‐18,023 24,200 Triangle Lake Metlakatla Storage 3.50 12.63‐18.95 3,609‐5,414 13,100 Tyee New Dam Construction Wrangell Storage 1.40 36.60‐85.4 26,143‐61,000 9,100 Tyee New Third Turbine Wrangell Storage 10.00 13.20‐30.80 1,320‐3,080 ‐ Virginia Lake Wrangell Storage 12.00 103.21‐154.81 8,601‐12,901 43,800 Baranoff Island Takatz Lake Sitka Storage 27.70 117.04‐175.56 4,225‐6,338 106,900 Chichagof Island Crooked Creek and Jim's Lake Elfin Cove Storage/Run‐of‐River 0.16 1.48‐2.22 9,250‐13,875 666 Indian River Tenakee Springs Run‐of‐river 0.25 2.02‐3.02 8,080‐12,080 916 Water Supply Creek Hoonah Run‐of‐river 0.40 5.49‐8.23 13,725‐20,575 1,480  Alaska Energy Authority | SOUTHEAST ALASKA INTEGRATED RESOURCE PLAN BLACK & VEATCH | Executive Summary 1‐17  PROJECT NAME  LOCATION CATEGORY CAPACITY (MW) CAPITAL COST ANNUAL ENERGY (MWH) ($ MILLIONS) $/KW Juneau Area Lake Dorothy Expansion Juneau Storage 28.00 71.40‐166.60 2,550‐5,950 96,000 Sweetheart Lake Juneau Storage 30.00 82.82‐124.08 2,761‐4,136 136,000 Upper Lynn Canal Connelly Lake Haines Storage 12.00 36.80‐55.20 3,067‐4,600 39,762 Schubee Lake Skagway Storage 4.90 36.00‐54.00 7,347‐11,020 25,000 Walker Lake Chilkat Valley Run‐of‐river 1.00 6.08‐9.12 6,080‐9,120 2,750 West Creek Skagway Storage 25.00 112.00‐168.00 4,480‐6,720 76,600  Note: This table is provided for general information purposes.  The information shown in this table was gathered from multiple sources, and the quality and inclusiveness of this information varies significantly across the projects shown.  Black & Veatch and HDR have completed a high‐level review of this available information and show a range of capital costs for each project to reflect the uncertainties associated with the available information.  As a result of the wide variation in the quality and inclusiveness of project‐specific information, the AEA believes that this information should not be used, in its current form, to make any investment decisions.   Alaska Energy Authority | SOUTHEAST ALASKA INTEGRATED RESOURCE PLAN  BLACK & VEATCH | Executive Summary 1‐18    1.6 EVALUATION OF POTENTIAL TRANSMISSION INTERCONNECTIONS  As discussed in Section 12.0, the AEA directed Black & Veatch to consider transmission from the  perspective of a “public benefit investment” as part of its evaluation of potential transmission  segments.  As a result of this directive, Black & Veatch analyzed the economics of potential  transmission investments in two ways.  First, Black & Veatch, examined the best information  available (modified where appropriate based upon Black & Veatch’s transmission construction and  operating experience) regarding the capital and operations and maintenance (O&M) costs of  specific transmission segments (including segments that would transfer power within a subregion  as well as between subregions).  An economic screening (the Initial Economic Evaluation Case) was  then conducted  to compare the annual capital carrying costs and O&M expenses of transmission  segments to the value of the diesel power displaced.  None of  those transmission segments passed  the economic screening of having lower transmission costs on a $/MWh basis than diesel  generation. This approach did not include the effect of any State financial assistance.  Additionally, Black & Veatch evaluated the economics of potential transmission segments assuming:  1) that the State provided financial assistance in the form of a grant equal to 100 percent of the  construction capital costs, and 2) that the local utility would be responsible for covering the annual  O&M expenses, as well as an annual contribution to a repair and replacement (R&R) fund to ensure  adequate monies for future major repairs and replacement investments to keep the transmission  system in good shape for decades (the Public Benefit Case).  In this case, the cumulative present worth costs were determined by modeling the subregions with  Strategist® using the generic hydroelectric projects, as described in Section 10.0, with and without  the subject interconnection.  The cumulative present worth savings from the interconnected  operation, minus the O&M and R&R costs for the interconnection, are compared to the estimated  capital cost of the proposed interconnections to determine the estimated benefit‐cost ratio for each  interconnection.    There have been many studies regarding transmission in the Southeast region.  Many of these  studies focused on individual projects.  Three studies, however, focused more on the entire  transmission system:   Southeast Alaska Transmission Intertie Study, Harza Engineering Company, 1987.   Southeast Alaska Electrical Intertie System Plan, Acres International Corporation, January  1998.   Southeast Alaska Intertie Study Phases 1 and 2, D. Hittle & Associates, December 2003.    Many of these studies had addenda that updated and focused on specific aspects of the region.  Of  these studies, the D. Hittle study is the most recent and most well known.  The D. Hittle study  focused primarily on the transmission system.  The IRP significantly differs from the D. Hittle  transmission study in that the IRP focuses on integrated solutions for communities in the Southeast  with equal emphasis on generation, transmission, conservation and energy efficiency as well as  space heating.  This integrated approach provides more robust solutions to meeting the  communities’ energy requirements.     Alaska Energy Authority | SOUTHEAST ALASKA INTEGRATED RESOURCE PLAN  BLACK & VEATCH | Executive Summary 1‐19    Building upon the D. Hittle study, Black & Veatch evaluated the following transmission interties.   The numbering and nomenclature used in the D. Hittle study is used to maintain continuity with  previous studies.  SEI‐1 is now called SEI‐1A Hawk Inlet – Hoonah, since part of the original SEI‐1  transmission line has been constructed.  SEI‐2 and SEI‐3 are Committed Resources and discussed  above.  SEI‐5 and SEI‐6 North‐South, is a combination of two interconnections evaluated together as  single interconnection which was not evaluated in a combined fashion in the D. Hittle study.  SEI‐9  is an interconnection that was not evaluated in the D. Hittle study.   SEI‐1A: Hawk Inlet ‐ Hoonah   SEI‐2: Kake ‐ Petersburg   SEI‐3: Ketchikan ‐ Metlakatla   SEI‐4: Ketchikan – Prince of Wales   SEI‐5: Kake – Sitka   SEI‐6: Hawk Inlet – Angoon – Sitka   SEI‐6 Alternate: Hoonah – Tenakee Springs – Angoon – Sitka   SEI ‐5 and SEI‐6: North ‐ South   SEI‐7: Hoonah – Gustavus    SEI‐ 8: Juneau – Haines   SEI‐9:  Pelican ‐ Hoonah    Table 1‐3 provides the results of the Initial Economic Evaluation Case of proposed transmission  interconnections, and Table 1‐4 presents the results of the Public Benefit Case evaluation.  In considering the results of this analysis, it is important to note that the “SE Intertie” (with the  exception of two segments: the Kake – Petersburg Intertie and the Ketchikan – Metlakatla Intertie)  was not designated by the AWG as a “Committed Resource.”  Second, the economic results are  driven by the small loads that exist in the region, and demonstrate the economic difficultly of  following a “go big” strategy to meeting the region’s future energy needs.  Third, it should be noted  that the results are not significantly affected by the capital cost assumptions used; for example,  even if the capital costs were 50 percent less than those used in the Southeast Alaska IRP, the  resulting benefit‐cost ratios under the Public Benefit Case would still be well below 1.00 (i.e., 0.2 to  0.64).  As a final note, the potential 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.  Alaska Energy Authority | SOUTHEAST ALASKA INTEGRATED RESOURCE PLAN BLACK & VEATCH | Executive Summary 1‐20  Table 1‐3 Results of Transmission Interconnection Evaluation – Initial Economic Evaluation Case INTERCONNECTION MILES 2011 CAPITAL COST ($ MILLION) 2011 ANNUAL O&M AND R&R COSTS ANNUAL AVERAGE TRANSFER OVER INTERCONNECTION (NOTE 1) (MWH) 2011 TRANSMISSION INTERCONNECTION COST (NOTE 2) ($/MWH) SEI‐1A Hawk Inlet ‐ Hoonah 28.5 101.7 350,000 2,802 2,891 SEI‐4 Ketchikan ‐ Prince of Wales 35.2 99.7 293,000 9,094 797 SEI‐5 Kake ‐ Sitka 55 199.1 432,000 31,521 495 SEI‐6  Hawk Inlet ‐ Angoon ‐ Sitka 102 143.1 471,000 11,104 1,025 SEI‐6 Alternate Hoonah ‐ Tenakee Springs ‐ Angoon ‐ Sitka 106 147.2 497,000 7,290 1,607 SEI‐5 and SEI‐6 North ‐ South 137 310.2 789,000 93,180 262 SEI‐7 Hoonah ‐ Gustavus 29 116.5 350,000 0 ‐‐ SEI‐8  Juneau ‐ Haines 85.3 243.8 319,000 4,844 3,902 SEI‐9 Pelican ‐ Hoonah 55 63.6 288,000 632 8,125 2011 Diesel Generation Cost     255 Note 1: The annual average transfer over the interconnection is determined by taking the sum of the annual flows for each segment of each interconnection as modeled in Strategist® for the 50 year planning period and dividing the sum by 50.  Note 2: The annual transmission interconnection cost does not include any cost for generating the electricity that would be transmitted over each transmission interconnection.     Alaska Energy Authority | SOUTHEAST ALASKA INTEGRATED RESOURCE PLAN BLACK & VEATCH | Executive Summary 1‐21  Table 1‐4 Results of Transmission Interconnection Evaluation – Public Benefit Case INTERCONNECTION MILES 2011 CAPITAL COST ($ MILLION) (A) 2011 CUMULATIVE PRESENT WORTH COST FOR ISOLATED SUBREGIONS ($ MILLION) (B) 2011 CUMULATIVE PRESENT WORTH COST FOR INTERCONNECTED SUBREGIONS ($ MILLION) (C) 2011 CUMULATIVE PRESENT WORTH COST SAVINGS  DUE TO INTERCONNECTION ($ MILLION) (D) = (B) – (C) 2011 CUMULATIVE PRESENT WORTH COST FOR INTERCONNECTION O&M AND R&R ($ MILLION) (E) 2011 NET CUMULATIVE PRESENT WORTH SAVINGS ($ MILLION) (F) = (D) – (E) BENEFIT­COST RATIO (G) = (F)/(A) SEI‐1A Hawk Inlet ‐ Hoonah 28.5 101.7 286.1 277.9 8.2 13.1 ‐4.9 ‐‐ SEI‐4 Ketchikan ‐ Prince of Wales 35.2 99.7 307.6 282.5 25.1 11.4 13.7 0.14 SEI‐5 Kake ‐ Sitka 55 199.1 386.1 341.6 44.5 15.5 29.0 0.15 SEI‐6  Hawk Inlet ‐ Angoon ‐ Sitka 102 143.1 339.8 290.1 49.7 16.5 33.2 0.23 SEI‐6 Alternate Hoonah ‐ Tenakee Springs ‐ Angoon ‐ Sitka 106 147.2 182.8 128.2 54.6 17.6 37.0 0.25 SEI‐5 and SEI‐6 North ‐ South 137 310.2 654.0 522.9 131.1 32.0 99.1 0.32 SEI‐7 Hoonah ‐ Gustavus 29 116.5 115.1 110.5 4.6 13.1 ‐8.5 ‐‐ SEI‐8  Juneau ‐ Haines 85.3 243.8 278.8 239.5 39.3 13.8 25.5 0.10 SEI‐9 Pelican ‐ Hoonah 55 63.6 51.9 46.7 5.2 10.1 ‐4.9 ‐‐    Alaska Energy Authority | SOUTHEAST ALASKA INTEGRATED RESOURCE PLAN  BLACK & VEATCH | Executive Summary 1‐22    “Funding is the main hurdle to  energy efficiency and demand­ side management. The State  should offer matching grants to  electric utilities and/or  communities to make public  buildings more energy efficient.”  Southeast Alaska Retiree  “Demand­side management,  conservation and energy  efficiency are necessary  components to sustainable  economic and energy policies.”  Southeast Stakeholder  1.7 SUMMARY OF DSM/EE PROGRAM SCREENING  Section 13.0 provides a description of the process used by  Black & Veatch to evaluate potential DSM/EE measures.   The list of measures considered, and the related input  assumptions, are summarized in Tables 13‐1 and 13‐2,  located in Section 13.0.  Also, included in Sections 13.0 and  16.0 are descriptions of the existing DSM/EE programs  available in the Southeast region.  For the measures relevant to the Southeast region, Black &  Veatch completed a cost‐effectiveness screening using the  following three industry‐standard DSM/EE cost‐effectiveness tests: the Total Resource Cost (TRC)  Test, Ratepayer Impact Measure (RIM) Test, and Participant Test.  Furthermore, Black & Veatch  conducted the standard cost‐effectiveness tests for three categories of communities, including high‐ cost utilities (those communities who are dependent upon high‐cost diesel generation), mid‐cost  utilities (those communities who have access to some low cost hydro generation but have higher  costs due to economies of scale), and low‐cost utilities (those communities who have sufficient low‐ cost hydro generation to meet almost all of their electric demand).  For the cost‐effectiveness screening, Black & Veatch established the criterion that a DSM/EE  measure had to pass all three of the standard DSM/EE cost‐effectiveness tests.  This criterion is  both conservative and restrictive:  conservative in that this requirement helps ensure that the  specific DSM/EE measures will prove to be cost‐effective,  and restrictive in that more measures would have passed  the cost‐effectiveness screen if Black & Veatch had not  required a measure to pass all three cost‐effectiveness  tests.  Black & Veatch believes that this is the most  appropriate approach given the limited end‐use and vendor  DSM/EE‐related information available at this time and the  region’s limited experience with these types of programs.   However, it should be noted that additional measures could be implemented if utility decision  makers and regional policy makers choose to apply a less conservative standard.  One point of note  is that many measures did not pass the RIM test for the high‐cost utilities.  This is because those  utilities also have high per capita non‐fuel costs and therefore will suffer significant lost revenue  due to DSM/EE programs.   This issue will need addressing if utility decision makers and regional  policy makers choose to apply a less conservative standard.  The results of the DSM/EE cost‐effectiveness screening for the high‐cost utilities, mid‐cost utilities,  and low‐cost utilities are shown on Figure 13‐1 through Figure 13‐3, located in Section 13.0.  Those measures that passed all three standard cost‐effectiveness tests were then grouped into  DSM/EE programs and used in the development of the Low Scenario Load Forecasts, as discussed  in Section 8.0 and Section 17.0.     Alaska Energy Authority | SOUTHEAST ALASKA INTEGRATED RESOURCE PLAN  BLACK & VEATCH | Executive Summary 1‐23    1.8 SPACE HEATING CONVERSION  Space heating costs represent a major portion of residential, commercial, and industrial energy  expenditures in Southeast Alaska, generally 60 – 75 percent of total average monthly bills.  This  reality is one of the reasons why the Southeast Alaska IRP is focused on both electricity and space  heating.  Historically, most space heating used fuel oil.  When oil prices increased significantly in  2008 and again in 2010 and 2011, many customers in areas with low‐cost hydroelectric generation  areas converted to electric resistance heat.  This conversion significantly increased electric loads,  consuming excess hydro generation resources and, in some cases, resulting in the operation of  diesel generation when water levels of the hydro projects dropped to unacceptable levels.  The  significant increase in electric loads also often strained other parts of the utility system, including  transformer capacity.  In most instances the increase in electric loads occurred very rapidly.    Biomass space heating is analyzed in Section 16.0.  The technology for all three forms of biomass is  well established, although the infrastructure for production and delivery for pellets and chips need  to be developed in the Southeast.  There are a number of favorable aspects relative to the  social/political characteristics of biomass.  The concept of using a local renewable resource that  creates local jobs is well received.  The ease and convenience of use varies considerably with the  form of biomass.  One of the big social/political benefits of oil and electric space heating is the  convenience of use.  Pellet space heating can provide a similar level of convenience via continuous  feed from a hopper and minimal operating maintenance.  On the other hand, cord wood space  heating requires much more effort and attention for burning the wood and for removing ash.  Wood  chips are in between the effort required for pellets and cord wood.  Based on the analysis of the use of pellets for space heating in the Southeast, Black & Veatch has  conducted an evaluation of the cost and impact of a proposed plan for a major conversion to pellets  for space heating in the Southeast, assuming an 80 percent conversion of the region’s existing  residential and business fuel oil space heating equipment to biomass.  This conversion level  assumption is not based upon any detailed market studies and, in fact, there are a number of  uncertainties that exist with regard to what conversion levels are achievable.  Therefore, Black &  Veatch also evaluated the capital costs and savings that would result from a more realistic  conversion level, 30 percent.  For the first step of the evaluation, Black & Veatch estimated the oil space heating load for each of  the subregions in the Southeast through the 50 year evaluation period.  The oil space heating load  was based on information used for the electric load forecasts described in Section 8.0 and the space  heating requirements contained in the Alaska Energy Pathway.  Figures 15‐11 through 15‐18,  located in Section 15.0, present the estimated oil space heating load in annual gallons per year of  fuel oil for each region.  The economic evaluation of the savings from the pellet conversion program is presented in Table  15‐3, located in Section 15.0.  Table 15‐3 is based on the medium heating oil projections in Section  5.0 and assumes a pellet cost of $300 per ton escalating at the general escalation rate of 3 percent  as presented in Section 6.0.  The costs for the pellet space heating equipment are those presented in  Subsection 15.4.4 and are escalated at 3 percent annually.  Specific costs for pellet mill development  or transportation or distribution system infrastructure are not included, the $300 pellet price used  is the delivered price for pellets in Southeast Alaska, and those production and infrastructure costs  are captured in the delivered costs.  The actual program may want to provide assistance in these  areas to hasten the local development of the industry.  Table 15‐4 presents the estimated capital  cost for the pellet space heating equipment.  The proposed 80 percent pellet conversion program  would save an estimated $2.1 billion in cumulative present worth costs for space heating for the  region over the 50 year period and would require a total capital investment of $227 million for the  Alaska Energy Authority | SOUTHEAST ALASKA INTEGRATED RESOURCE PLAN  BLACK & VEATCH | Executive Summary 1‐24    pellet space heating equipment, while the 30 percent pellet conversion program would save an  estimated $0.9 billion and require a capital investment of $85 million.    Table 1‐5 shows the 50 year savings from the proposed pellet space heating conversion program,  assuming an 80 percent conversion level.  Table 1‐6 shows similar information, assuming a  30 percent conversion level.  As stated, the 80 percent conversion level was used to demonstrate  the impact if a comprehensive, serious program was implemented throughout the region; the actual  conversion level will most likely be less but the bottom line conclusion still applies ‐ biomass  conversions would result in significant savings which can bring real relief to the region now.    It should also be noted that changes in utility rate structures can also be used to discourage electric  space heating conversions.  Table 1‐5 Savings from Pellet Conversion Program – 80 Percent (Cumulative Present Worth  Costs $’000)  REGION  EXISTING  OIL SPACE  HEATING  COSTS  (A)  OIL COSTS  (B)  PELLET  COSTS  (C)  COST OF  PELLET  SPACE  HEATING  EQUIPMENT  (D)  TOTAL  PELLET  PROGRAM  COSTS  (E)=(B)+(C)+  (D)  SAVINGS  (F)=(A)­ (E)  SEAPA 977,320 258,011 238,441 61,875 558,327 418,993  Admiralty Island 22,334 6,830 4,717 1,195 12,742 9,592  Baranof Island 460,426 121,745 98,280 23,655 243,680 216,746  Chichagof Island 58,459 13,753 11,950 2,806 28,509 29,950  Juneau 2,120,883 541,759 490,307 111,314 1,143,380 977,503  Northern  147,786 39,089 23,925 6,849 69,863 77,923  Prince of Whales 366,725 94,304 77,469 14,916 186,689 180,036  Upper Lynn Canal 347,271 90,274 67,919 16,287 174,480 172,791  Total Southeast  Region  4,501,204 1,165,765 1,013,008 238,897 2,417,670 2,083,534       Alaska Energy Authority | SOUTHEAST ALASKA INTEGRATED RESOURCE PLAN  BLACK & VEATCH | Executive Summary 1‐25    Table 1‐6 Savings from Pellet Conversion Program – 30 Percent (Cumulative Present Worth  Costs $’000)  REGION  EXISTING  OIL SPACE  HEATING  COSTS  (A)  OIL COSTS  (B)  PELLET  COSTS  (C)  COST OF  PELLET  SPACE  HEATING  EQUIPMENT  (D)  TOTAL  PELLET  PROGRAM  COSTS  (E)=(B)+(C)+  (D)  SAVINGS  (F)=(A)­ (E)  SEAPA 977,320 688,029 89,415 23,203 800,647 176,673  Admiralty Island 22,334 18,213 1,769 448 20,430 1,904  Baranof Island 460,426 324,653 36,855 8,871 370,379 90,047  Chichagof Island 58,459 36,675 4,481 1,052 42,208 16,251  Juneau 2,120,883 1,444,691 183,865 41,473 1,670,079 450,854  Northern  147,786 104,237 8,972 2,568 115,777 32,009  Prince of Whales 366,725 251,477 29,051 5,594 286,122 80,603  Upper Lynn Canal 347,271 240,731 25,470 6,108 272,309 74,962  Total Southeast  Region  4,501,204 3,108,707 379,878 89,317 3,577,902 923,302    Conversions to heat pumps represent an alternative to pellet conversions.  Available heat pump  technologies are discussed in Section 16.3.3.  On an energy cost only basis, heat pumps can be lower  in cost than pellets for communities with low cost hydro generation.  Even though the cost of  energy for heat pumps is less than half that of resistance heating, nearly all of the conversions have  been and continue to be to resistance heating because of the significant higher capital cost of  conversion with heat pumps.  A conversion program to heat pumps would have significantly higher  capital costs than a conversion program to pellets and the conversion program to heat pumps  would still add nearly half the electric load per conversion that resistance heating does.  Such a  program could only be conducted for communities with low cost hydro generation.  High electric  cost communities would still need to convert space heating to pellets.    The encouragement of heat pumps would increase the use of electricity.  The region’s excess hydro  capacity is rapidly disappearing due to the recent trend toward electric space heating conversions.   As a result, without the development of new hydroelectric or other generation projects, or  restrictions on future conversions to electric space heating, all customers in these communities will  pay higher rates for electricity as a result of higher future use of diesel for electric generation, and  communities will be denied new economic development opportunities.  This reality raises the  question, what is the highest value use of current and future hydroelectric power?  An important  element of this question is the alternative energy sources that can be used to meet specific end‐ uses.  For example, in the case of lighting, there is no practical alternative to electricity that  provides the same level of quality of life.  However, in the case of space heating, there are  alternatives such as biomass, including the use of wood pellets, which for all intents and purposes  do not use local electricity.   Alaska Energy Authority | SOUTHEAST ALASKA INTEGRATED RESOURCE PLAN  BLACK & VEATCH | Executive Summary 1‐26    Given the fact that the region’s transmission network is very limited in terms of the number of  communities connected, and the size of loads within the region adversely affect the direct  economics of additional transmission segments, hydroelectric power within the region will remain  a limited resource.  Therefore, the region should carefully consider the best use of this limited  resource.  Biomass is a particularly good option given the local and abundant nature of this  solution, and the relative economics and availability of supplies within the region, both as a short‐ term solution for the region as well as a long‐term solution for certain communities.    1.9 REGIONAL EXPANSION PLAN DEVELOPMENT  The Southeast Alaska IRP is built upon a number of input assumptions, including the following:  drivers and issues; economic and financial factors; load forecasts (i.e., High, Reference and Low  Scenario Load Forecasts); forecasts of fuel prices including emissions allowance costs; existing  generation and transmission resources; and reliability criteria.  Each of these categories of input  assumptions is discussed in Section 3.0 through Section 8.0.  Additionally, future resources were considered, including hydroelectric generation, other  generation resources (including conventional and renewable resources), DSM/EE, and  transmission, along with the types of screening that were conducted for each category to determine  which resources should be included in the detailed economic modeling.  These alternative  resources are discussed in detail in Section 10.0 through Section 15.0.  In addition to the detailed economic modeling, Black & Veatch considered the environmental  impacts and risks associated with each resource category to develop a Preferred Resource List for  each subregion.  Each of the subregions shown on Figure 1‐2 was modeled using the Strategist® optimal generation  expansion program.  Strategist® evaluates all combinations of potential generating units to develop  an expansion plan that has the least cumulative present worth cost over the planning period.   The  expansion plans for each of the three load forecasts (High, Reference, and Low Scenarios) are  presented for each subregion in Tables 17‐9 through 17‐11, located in Section 17.0, and  summarized in Figures 1‐4 through 1‐11.    Alaska Energy Authority | SOUTHEAST ALASKA INTEGRATED RESOURCE PLAN BLACK & VEATCH | Executive Summary 1‐27    Subregion:  SEAPA  Kake Petersburg Wrangell Ketchikan/Saxman Metlakatla       Expansion Plan Alternatives: SEAPA  Committed Resource – Transmission  Committed Resource – Hydro  Generic Hydro  Diesel  DSM/EE  Biomass Space Heating  Wind – Project Development         Summary of ResultsSpace HeatingElectric Utility Expansion PlanElectric Utility Expansion PlanElectric Load ForecastCumulative Present Worth Cost ($ 000s) ‐ Oil Only:977,320              Cumulative Present Worth Cost ($ 000s) ‐ Biomass & Oil:558,327              234,723Cumulative Present Worth Cost ($ 000s) ‐ Including DSM:288,797Cumulative Present Worth Cost ($ 000s):Figure 1‐4 Subregion Summary – SEAPA  Alaska Energy Authority | SOUTHEAST ALASKA INTEGRATED RESOURCE PLAN BLACK & VEATCH | Executive Summary 1‐28      Subregion:  Admiralty Island  Angoon      Expansion Plan Alternatives: Admiralty Island  Committed Resource  – Hydro  Diesel  DSM/EE  Biomass Space Heating  Wind – Project Development(1)  Tidal – Technology Development(1) (1)May not be necessary if the Thayer Creek Hydro Project is successful.         Summary of ResultsSpace HeatingElectric Utility Expansion Plan Electric Utility Expansion PlanElectric Load ForecastCumulative Present Worth Cost ($ 000s) ‐ Oil Only:22,334                Cumulative Present Worth Cost ($ 000s) ‐ Biomass & Oil:12,742                8,022Cumulative Present Worth Cost ($ 000s):8,044Cumulative Present Worth Cost ($ 000s) ‐ Including DSM:Figure 1‐5 Subregion Summary – Admiralty Island  Alaska Energy Authority | SOUTHEAST ALASKA INTEGRATED RESOURCE PLAN BLACK & VEATCH | Executive Summary 1‐29      Subregion:  Baranof Island  Sitka      Expansion Plan Alternatives: Baranof Island  Committed Resource  – Hydro  Generic Hydro  Diesel  DSM/EE  Biomass Space Heating         Summary of ResultsSpace HeatingElectric Utility Expansion PlanElectric Utility Expansion PlanElectric Load ForecastCumulative Present Worth Cost ($ 000s) ‐ Oil Only:460,426              Cumulative Present Worth Cost ($ 000s) ‐ Biomass & Oil:243,680              Cumulative Present Worth Cost ($ 000s):97,345Cumulative Present Worth Cost ($ 000s) ‐ Including DSM:95,872Figure 1‐6 Subregion Summary – Baranof Island  Alaska Energy Authority | SOUTHEAST ALASKA INTEGRATED RESOURCE PLAN BLACK & VEATCH | Executive Summary 1‐30      Subregion:  Chichagof Island  Elfin Cove Hoonah Pelican Tenakee Springs      Expansion Plan Alternatives: Chichagof Island  Committed Resource – Hydro  Generic Hydro  Diesel  DSM/EE  Biomass Space Heating  Geothermal – Project Development  Tidal – Technology Development         Summary of ResultsSpace HeatingElectric Utility Expansion Plan Electric Utility Expansion PlanElectric Load ForecastCumulative Present Worth Cost ($ 000s) ‐ Oil Only:58,459                Cumulative Present Worth Cost ($ 000s) ‐ Biomass & Oil:28,509                46,568Cumulative Present Worth Cost ($ 000s) ‐ Including DSM:53,291Cumulative Present Worth Cost ($ 000s):Figure 1‐7 Subregion Summary – Chichagof Island  Alaska Energy Authority | SOUTHEAST ALASKA INTEGRATED RESOURCE PLAN BLACK & VEATCH | Executive Summary 1‐31      Subregion:  Juneau Area  Juneau Greens Creek      Expansion Plan Alternatives: Juneau Area  Generic Hydro  Diesel  DSM/EE  Biomass Space Heating  Tidal – Technology Development  Biomass Generation – Technology Development         Summary of ResultsSpace HeatingElectric Utility Expansion Plan Electric Utility Expansion PlanCumulative Present Worth Cost ($ 000s) ‐ Oil Only:2,120,883          Cumulative Present Worth Cost ($ 000s) ‐ Biomass & Oil:1,143,380          Electric Load ForecastCumulative Present Worth Cost ($ 000s):234,265Cumulative Present Worth Cost ($ 000s) ‐ Including DSM:185,556        Summary of ResultsFigure 1‐8 Subregion Summary – Juneau Area   Alaska Energy Authority | SOUTHEAST ALASKA INTEGRATED RESOURCE PLAN BLACK & VEATCH | Executive Summary 1‐32      Subregion:  Northern Region   Yakutat Gustavus      Expansion Plan Alternatives: Northern Region  Generic Hydro  Diesel  DSM/EE  Biomass Space Heating  Wind – Project Development  Tidal – Technology Development  Biomass Generation – Technology Development Space HeatingElectric Utility Expansion Plan Electric Utility Expansion PlanCumulative Present Worth Cost ($ 000s) ‐ Oil Only:147,786              Cumulative Present Worth Cost ($ 000s) ‐ Biomass & Oil:69,863                Cumulative Present Worth Cost ($ 000s) ‐ Including DSM:55,825Cumulative Present Worth Cost ($ 000s):63,256Figure 1‐9 Subregion Summary – Northern          Summary of Results Alaska Energy Authority | SOUTHEAST ALASKA INTEGRATED RESOURCE PLAN BLACK & VEATCH | Executive Summary 1‐33    Subregion:  Prince of Wales  Naukati Whale Pass Coffman Cove Klawock Thorne Bay Hollis Craig Hydaburg Kasaan    Expansion Plan Alternatives: Prince of Wales  Committed Resource – Hydro  Diesel  DSM/EE  Biomass Space Heating Electric Utility Expansion PlanElectric Utility Expansion Plan        Summary of ResultsSpace HeatingElectric Load ForecastCumulative Present Worth Cost ($ 000s) ‐ Oil Only:366,725              Cumulative Present Worth Cost ($ 000s) ‐ Biomass & Oil:186,689              Cumulative Present Worth Cost ($ 000s) ‐ Including DSM:20,781Cumulative Present Worth Cost ($ 000s):24,094Figure 1‐10 Subregion Summary – Prince of Wales  Alaska Energy Authority | SOUTHEAST ALASKA INTEGRATED RESOURCE PLAN BLACK & VEATCH | Executive Summary 1‐34      Subregion:  Upper Lynn Canal  Chilkat Valley Klukwan Haines Skagway   Expansion Plan Alternatives: Upper Lynn Canal  Generic Hydro  Diesel  DSM/EE  Biomass Space Heating Electric Utility Expansion PlanElectric Utility Expansion PlanCumulative Present Worth Cost ($ 000s) ‐ Oil Only:347,271              Cumulative Present Worth Cost ($ 000s) ‐ Biomass & Oil:174,480                      Summary of ResultsSpace HeatingElectric Load ForecastCumulative Present Worth Cost ($ 000s):44,538Cumulative Present Worth Cost ($ 000s) ‐ Including DSM:27,678Figure 1‐11 Subregion Summary – Upper Lynn Canal  Alaska Energy Authority | SOUTHEAST ALASKA INTEGRATED RESOURCE PLAN  BLACK & VEATCH | Executive Summary 1‐35    “Continued regulatory burdens  placed on utilities for diesel  generation emissions by the EPA  are a major risk for the future of  utilities and communities.”  Rural Utility Manager  1.10 IMPLEMENTATION RISKS AND ISSUES  In Section 19.0, Black & Veatch identifies and discusses a number of general issues and risks that  relate to the implementation of this Southeast Alaska IRP.  These general issues and risks are  grouped into the following categories:   Resource Potential Risk ‐ the risk associated with  the total energy and capacity that could be  economically developed for each resource option;  this risk is particularly important for certain  renewable technologies such as wind and  geothermal.   Project Development and Operational Risks ‐  the risks and issues associated with the development of specific projects, including  regulatory and permitting issues, the potential for construction cost overruns, actual  operational performance relative to planned performance, and so forth. This category also  includes non‐completion risks once a project gets started, the risk that adverse operating  conditions (e.g., earthquake) will severely damage or impair the facilities and result in a  shorter useful life than expected, and project delay risks.  These risks are particularly  important for hydroelectric projects.   Fuel Supply Risks ‐ The risks and issues associated with the adequacy and pricing of  required fuel supplies, including diesel and biomass.   Environmental Risks ‐ The risks of environmental‐related operational concerns and the  potential for future changes in environmental regulations; these risks could significantly  impact each of the resources contained in the Preferred Resource Lists.   Transmission Constraint Risks ‐ The risk related to the impaired ability to move power  from a specific generation resource to a load center such as during a transmission line  outage caused by an avalanche.    Financing Risks – The risk that a regional entity or individual utility will not be able to  obtain the financing required for specific resource options under reasonable and affordable  terms and conditions.   Regulatory/Legislative Risks – The risk that regulatory and legislative issues could affect  the economic feasibility or operations of specific resource options.   Price Stability Risks – The risk that wholesale power costs will increase significantly as a  result of changes in fuel prices and other factors (e.g., carbon dioxide [CO2] emissions  allowance costs).  In addition, Black & Veatch identified the primary issues and risks associated with the development  of the following resource options:   DSM/EE.   Generation resources, including fuel oil, hydro, biomass, wind, solar, geothermal, solid  waste tidal/wave, coal and modular nuclear.   Transmission resources.    The results of this assessment are shown in Table 1‐7.  Alaska Energy Authority | SOUTHEAST ALASKA INTEGRATED RESOURCE PLAN BLACK & VEATCH | Executive Summary 1‐36  Table 1‐7 Resource‐Specific Risks and Issues ‐ Summary RESOURCE RELATIVE MAGNITUDE OF RISK/ISSUE RESOURCE POTENTIAL RISKS PROJECT DEVELOPMENT AND 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 Fuel Oil Limited Limited Significant Moderate Limited Limited Moderate Significant  Hydro 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   Alaska Energy Authority | SOUTHEAST ALASKA INTEGRATED RESOURCE PLAN  BLACK & VEATCH | Executive Summary 1‐37    1.11 CONCLUSIONS  The primary conclusions from the Southeast Alaska IRP study are grouped into three categories  and summarized below.  These conclusions are discussed in more detail in Section 20.0.   General.   Analysis and Results.   Moving Forward.  Conclusions – General  1. The current situation facing the Southeast region includes a number of issues that place the  region at a historical crossroad regarding the mix of generation, DSM/EE, end‐use  conversions, transmission, and transportation resources that it will rely on to economically  and reliably meet the future electric and heating needs of the region’s citizens and  businesses.    2. The key factors that drive the results of Black & Veatch’s analysis include the following:  ● Limitations in the quality and inclusiveness of capital cost and operating  information on specific hydroelectric projects from previous studies and other  sources provided to Black & Veatch during the course of this study.  ● The inclusion of the Committed Resources as the next set of resources to be  developed within the region.  ● Future load forecasts which are driven by projected population trends, economic  forecasts, and recent electric heat conversions.  ● The future availability and price of diesel.  ● The uncertainties and risks that exist for all DSM/EE, generation, and transmission  resource options available to the region.  ● Potential future CO2 emissions allowance prices, which would impact all fossil fuels,  which may or may not result from proposed federal legislation.  ● The region’s existing transmission network, which is limited in terms of: 1) the  number of communities connected to the network, 2) the ability to transfer power  between areas within the region, and 3) the resulting limited amount of  dispatchable resources that can be integrated into the region’s transmission grid  and, thus, can be economically dispatched to minimize total electric costs on a  regional basis.  ● The ability of the region to raise the required financing and mitigate the rate  impacts of constructing new resource alternatives.  3. Another key driver is the fact that the Southeast region as a whole is currently short of  hydroelectric storage capacity.  As a result, potential hydroelectric projects with storage  capabilities are more valuable, particularly from a system integration (i.e., the matching of  generation capability with electric demands in connected load centers) or utilization  perspective, than potential run‐of‐the‐river hydroelectric projects; more specifically, low‐ altitude, large storage hydro projects are of the greatest value.    Alaska Energy Authority | SOUTHEAST ALASKA INTEGRATED RESOURCE PLAN  BLACK & VEATCH | Executive Summary 1‐38    “There are significant economic  opportunities to improve energy  security for Southeast through  weatherization and switching  from fossil fuels to renewable  clean energy. Alaska should be  leading the way.”  Southeast Alaska Resident  4. The “achilles heel” of the current hydro system is the recent trend toward conversion of fuel  oil space heating to electric space heating in those communities with access to low‐cost  hydroelectric.  While this trend is resulting in significant savings for those residential and  commercial customers that convert, it is leading to a rapid decline in the “excess” hydro  capacity in the region.  In this context, “excess” refers to capacity and annual generation  relative to loads.  As a result of the limited storage capability of the region, spilling of water  (i.e., water flowing over dams without generating electricity) occurs on a regular basis in  certain months of the year (i.e., spring and fall) when electric loads are low and water flows  are high due to the limited storage capability.  5. There are a number of region‐specific uncertainties that underlie the completion of this  study related to loads, resources and State financial assistance.  These uncertainties are  described in more detail in Section 20.  These uncertainties drive home the need for the  region to: 1) develop multiple options, 2) move  towards a more balanced portfolio of resources  (i.e., the solution to the region’s energy  challenges is not as simple as adding more hydro  and some transmission), and 3) maintain  flexibility with regard to the selection of resource  options over time as the uncertainties above  become more resolved.    CALL TO ACTION    The energy challenges facing the Southeast region are not new and they have been studied, debated, and  acted upon over the years.  There have been numerous studies that have been completed in the past,  including project feasibility studies and regional transmission studies.  These studies have served an  important role and the results of these studies, to varying degrees, have been reviewed as part of this effort  to develop a Southeast Alaska IRP.  Additionally, ongoing efforts like the Southeast Conference energy  programs and the USFS‐funded Juneau Economic Development Council’s Renewable Energy Cluster provide  important forums to help move the region forward in meeting its energy challenges.  As the various quotes  from regional consumers and business representatives that are contained in the Executive Summary of this  report demonstrate, the need is great, the problem is regional in nature, and regional solutions are required.  The objective of this Southeast Alaska IRP is to help put some “stakes in the ground,” better enabling the  region to move forward in meeting its energy challenges.        Alaska Energy Authority | SOUTHEAST ALASKA INTEGRATED RESOURCE PLAN  BLACK & VEATCH | Executive Summary 1‐39    Conclusions – Analysis and Results  6. As noted earlier, the key assumptions used in Black & Veatch’s analysis are discussed in  detail in the sections that are contained in Volume 2 of this report.   7. To complete this study, Black & Veatch grouped the region’s communities into eight  subregions that are currently not interconnected, as shown on Figure 1‐2. This was  required to evaluate the economic benefit of specific transmission connections, and is  consistent with standard industry practice as it relates to the evaluation of potential  transmission interconnections.  Completing the modeling in this manner does not mean that  the modeling was done on a subregional basis as opposed to a regional basis.  Rather, the  modeling (using Strategist®) was completed on a regional basis (i.e., electric costs were  minimized on a regional basis) using the subregions to evaluate the cost‐effectiveness of  building transmission interconnections between the various subregions as part of the  regional solution.  This approach was taken due to the limited reach of the region’s  transmission network and the disparity of energy costs throughout the region, which  require solutions be developed at the subregional level.  Many of the analyses (e.g., load and  fuel forecasts) were completed at the community level.  These analyses provided the  foundation for the development of specific Preferred Resource Lists for each subregion, as  discussed in Section 17.0, which were then combined to result in the overall Southeast  Alaska IRP.    8. As previously stated, there is a wide variety in the quality and inclusiveness of information  available to evaluate specific hydroelectric projects.  As a result, it is impossible to conduct a  true “apples‐to‐apples” comparison of hydroelectric projects.  In a similar manner, it is  impossible to complete a definitive comparison of the economics of potential hydro projects  to other resources (e.g., biomass, other renewable technologies, and DSM/EE).  To get all  projects to a comparable level of data quality requires a significant amount of further study,  and this effort is outside of the scope of this study; consequently, it is impossible at this time  to make a definitive selection of which specific resources (e.g., hydro, other renewable  technologies, or DSM/EE) should be developed within each subregion to meet future  electric requirements.    9. Despite the discussion above regarding the inability to complete a definitive comparison of  all potential resources and projects, the reality remains that the region must do something  to address its energy challenges.  To provide guidance despite the uncertainties, Black &  Veatch evaluated two “Integrated Cases” to develop a balanced strategy for the region, and  each subregion, to move forward with now and provide the basis for making longer‐term  resource decisions in the years ahead.  The two Integrated Cases analyzed were:  ● Optimal Hydro/Transmission Case – This case is based on the generic  hydroelectric projects discussed in Section 10.0 and the potential transmission  segments discussed in Section 12.0.  This case compares the economics, on a  subregion basis, of adding Committed Resources, additional generic hydro projects,  and potential transmission interconnections between subregions to the costs  associated with the subregions continuing to rely on existing generation resources,  Committed Resources, and the burning of diesel to meet electric load requirements.   In essence, this is an “electric supply side only” case with continued reliance upon  fuel oil for space heating.  ● Optimal DSM/EE, Biomass and Other Renewables Case – this case shows the  economic impact of adding Committed Resources, DSM/EE, and biomass for space  Alaska Energy Authority | SOUTHEAST ALASKA INTEGRATED RESOURCE PLAN  BLACK & VEATCH | Executive Summary 1‐40    heating in each subregion, compared to the costs associated with the subregions  continuing to rely on existing generation resources along with more limited generic  hydro additions, Committed Resources, and the burning of diesel to meet electric  load requirements.    These Integrated Cases are compared to status quo case on which the region continues to  rely on diesel for electric generation and space heating.  As noted above, this approach does not provide “definitive” results, in terms of a direct  comparison of actual projects; the approach was required due to the aforementioned issues  regarding the quality and inclusiveness of information currently available on potential  hydro projects and other alternative resources.  This approach, however, does provide  “illustrative” results, from which conclusions can be drawn regarding the most appropriate  way for the region to move forward in achieving the objective of developing a balanced  portfolio of supply‐side and demand‐side resources.  10. Black & Veatch computed the total capital costs and cumulative net present value (CNPV)  costs, over the 50 year planning horizon for each of these two Integrated Cases, compared  to the Status Quo Case (which includes only existing generation and transmission resources  and Committed Resources).  These regional results are shown in Table 1‐8.  Table 1‐8 Results of Integrated Cases – Regional Summary  INTEGRATED CASE  TOTAL CAPITAL  COSTS  ($’000,000)  TOTAL  CUMULATIVE   NET PRESENT  VALUE (CNPV)  COST  ($’000,000)  TOTAL CUMULATIVE   NET PRESENT VALUE  (CNPV) SAVINGS  RELATIVE TO  STATUS QUO CASE  ($’000,000)  Optimal Hydro/Transmission  Case  1,407 5,313 340  Optimal DSM/EE, Biomass, and  Other Renewables Case  (Note 1)  Biomass Conversion  80%               30%  1,725            1,583  Biomass Conversion  80%               30%  3.093           4,253  Biomass Conversion  80%                 30%  2,561              1,401  Status Quo Case 770 5,654 ‐‐  Note:   1.   Includes optimized hydro and transmission.    The subregional results are shown in Tables 20‐2 and 20‐3, located in Section 20.0.   Table 1‐9 provides three tables which summarize the results of these integrated cases as  follows:  ● 50 Year CNPV Savings – Optimal Hydro/Transmission Case relative to the Status  Quo Case.  ● 50 Year CNPV Savings – Optimal DSM/EE, Biomass and Other Renewables Case  relative to the Status Quo Case.  ● 50 Year CNPV Savings – Optimal DSM/EE, Biomass and Other Renewables Case  relative to the Optimal Hydro/Transmission Case.  Alaska Energy Authority | SOUTHEAST ALASKA INTEGRATED RESOURCE PLAN  BLACK & VEATCH | Executive Summary 1‐41    Table 1‐9 shows that the cost associated with a greater reliance on hydroelectric power,  DSM/EE, and renewable resources (including biomass) is less than the continued heavy  reliance on diesel, based upon the base case diesel price forecast that was used in this  analysis.  Based on these results, Black & Veatch concludes that an integrated, balanced solution  represents the most appropriate way for the region to move forward.  Table 1‐9 clearly  shows that a balanced portfolio of resources (essentially a combination of the Optimal  Hydro/Transmission Case and Optimal DSM/EE, Biomass and Other Renewables Case) is  more cost‐effective than a “build only hydro and transmission” solution, and the Status Quo  Case.  Alaska Energy Authority | SOUTHEAST ALASKA INTEGRATED RESOURCE PLAN BLACK & VEATCH | Executive Summary 1‐42  Table 1‐9 Results of Integrated Cases – Subregional Savings OPTIMAL HYDRO/TRANSMISSION CASE ­ SAVINGS RELATIVE TO STATUS QUO CASE   Total Cumulative Net Present Value (CNPV) Savings – 2012­2061 ($'000) Utility System Costs Oil Space Heating  Plus Biomass Costs Total $ % $ % $ % SEAPA  167,356  37%  0  0%  167,356  12% Admiralty Island  0  0%  0  0%  0  0% Baranof Island  198  0%  0  0%  198  0% Chichagof Island  7,934  13%  0  0%  7,934  7% Juneau  136,408  37%  0  0%  136,408  5% Northern   26,239  29%  0  0%  26,239  11% Prince of Whales  0  0%  0  0%  0  0% Upper Lynn Canal  2,065  4%  0  0%  2,065  1% Total Southeast Region 340,200 30% 0 0% 340,200 6%  OPTIMAL DSM/EE, BIOMASS AND OTHER RENEWABLES CASE ­ SAVINGS RELATIVE TO STATUS QUO CASE  Total Cumulative Net Present Value (CNPV) Savings – 2012­2061 ($'000) Utility System Plus DSM Costs(1) Oil Space Heating Plus Biomass Costs Total 80 Percent 30 Percent 80 Percent 30 Percent $ % $ % $ % $ % $ % SEAPA  221,430  49%  418,993 43% 176,673  18% 640,423 45% 398,103  28%Admiralty Island  (22)  0%  9,592 43% 1,904  9% 9,570 32% 1,882  6%Baranof Island  1,671  2%  216,746 47% 90,047  20% 218,417 39% 91,718  16%Chichagof Island  13,218  22%  29,950 51% 16,251  28% 43,168 37% 29,469 25%Juneau  185,117  50%  977,503 46% 450,854  21% 1,162,620 47% 635,971  26%Northern   33,670  38%  77,923 53% 32,009  22% 111,593 47% 65,679  28%Prince of Whales  3,313  14%  180,036 49% 80,603  22% 183,349 47% 83,916  21%Upper Lynn Canal  18,925  41%  172,791 50% 74,962  22% 191,716 49% 93,887  24%Total Southeast Region 477,322 41% 2,083,534 46% 923,302 21% 2,560,856 45% 1,400,624 25%(1)Includes savings from generic hydro projects.  Alaska Energy Authority | SOUTHEAST ALASKA INTEGRATED RESOURCE PLAN BLACK & VEATCH | Executive Summary 1‐43   OPTIMAL DSM/EE, BIOMASS AND OTHER RENEWABLES CASE ­ SAVINGS RELATIVE TO OPTIMAL HYDRO/TRANSMISSION  Total Cumulative Net Present Value (CNPV) Savings – 2012­2061 ($'000) Utility System Plus DSM Costs Oil Space Heating Plus Biomass Costs Total 80 Percent 30 Percent 80 Percent 30 Percent $ % $ % $ % $ % $ % SEAPA  54,074  19%  418,993 43% 176,673  18% 473,067 37% 230,747  18%Admiralty Island  (22)  0%  9,592 43% 1,904  9% 9,570 32% 1,882  6%Baranof Island  1,473  2%  216,746 47% 90,047  20% 218,219 39% 91,520  16%Chichagof Island  5,284  10%  29,950 51% 16,251  28% 35,234 32% 21,535  20%Juneau  48,709  21%  977,503 46% 450,854  21% 1,026,212 44% 499,563  21%Northern   7,431  12%  77,923 53% 32,009  22% 85,354 40% 39,440  19%Prince of Whales  3,313  14%  180,036 49% 80,603  22% 183,349 47% 83,916  21%Upper Lynn Canal  16,860  38%  172,791 50% 74,962  22% 189,651 48% 91,822  23%Total Southeast Region 137,122 17% 2,083,53446% 923,302 21% 2,220,656 42% 1,060,424 20%   Alaska Energy Authority | SOUTHEAST ALASKA INTEGRATED RESOURCE PLAN  BLACK & VEATCH | Executive Summary 1‐44    11. The region’s limited size directly affects the ability to justify the expansion of the region’s  transmission network, based on fundamental economics.  Simply stated, regional loads are  insufficient to result in sufficient flows of electricity over an expanded transmission  network to justify the capital and operating costs.  This was previously discussed in  Section 1.6.  12. One specific resource addition considered in this study was the development of the AK‐BC  Intertie, which would connect the Southeast region to the BC Hydro transmission network,  allowing for the import or export of power to or from British Columbia and the lower‐48  states.  As discussed in Section 12.0, Black & Veatch conducted a screening analysis of the  AK‐BC Intertie and concluded that it was not a viable resource under the current conditions.   However, given the 50 year time horizon for this study and the volatility of North American  power market dynamics and other factors that affect the economic viability of the AK‐BC  Intertie, it is impossible to conclude with absolute certainty that the AK‐BC Intertie would  not, under any set of conditions, become a viable project. Therefore, it is appropriate to  consider the various set of conditions under which the AK‐BC Intertie might become  economical. The following is a list of such conditions:  ● The expected monthly profile of electric sales (or purchases) and whether those  sales (or purchases) would be under the terms of a long‐term firm contract or on the  spot market is clearly defined.  ● Prices in potential export markets in North America (principally British Columbia,  and the Pacific Northwest and or Southwestern regions of the United States)  increase significantly due to capacity and energy shortages, continued increases in  applicable RPSs, and or increased environmental regulations that cause existing  generation facilities to be retired or prohibit planned facilities from being built.  ● For potential import, costs for new generation will have to increase substantially  over the costs for potential hydroelectric projects capable of meeting Southeast  Alaska’s energy requirements.  This could be the result of large project cost  increases, or significant load increases that exceed the availability of lower cost  regional hydroelectric projects, or regulatory and or legislative prohibitions to the  development of Southeast resources.  As discussed in Section 12.8, a detailed business plan should be developed prior to the AK‐ BC Intertie being considered a viable project in the future.  The development of this  business plan needs to include: 1) technical studies, 2) market assessment, 3) risk  assessment, and 4) operational assessment.  In the lower‐48 states, it is typically the  responsibility of project proponents to complete and or fund these studies.  13. In addition to comparing the total capital costs and CNPV costs, over the 50 year planning  horizon for each of the two Integrated Cases (i.e., the Optimal Hydro/Transmission Case and  Optimal DSM/EE, Biomass and Other Renewables Case), Black & Veatch evaluated how long  the next hydro project could be delayed as a result of the aggressive implementation of  DSM/EE and biomass conversion programs.  These results are shown in Figures 20‐2  through 20‐9, located in Section 20.0.     Alaska Energy Authority | SOUTHEAST ALASKA INTEGRATED RESOURCE PLAN  BLACK & VEATCH | Executive Summary 1‐45      HIGHEST VALUE USE OF HYDRO AND THE FUTURE ROLE OF BIOMASS    As has been discussed previously in this report, communities with access to low‐cost hydroelectric power  have seen a recent increase in the number of conversions to electric space heating.  While these conversions  have resulted in significant savings for those residential and commercial customers who have made the  conversions, they have led to a significant reduction in the amount of hydroelectric capacity available to  meet future electric demands.  As a result, without the development of new hydroelectric or other  generation projects or restrictions on future conversions to electric space heating, all customers in these  communities will pay higher rates for electricity as a result of higher future use of diesel for electric  generation, and communities will be denied new economic development opportunities.  This reality raises the question, what is the highest value use of current and future hydroelectric power?  An  important element of this question is the alternative energy sources that can be used to meet specific end‐ uses.  For example, in the case of lighting, there is no practical alternative to electricity that provides the  same level of quality of life.  However, in the case of space heating, there are alternatives such as biomass,  including the use of wood pellets, and heat pumps.    Given the fact that the region’s transmission network is very limited in terms of the number of communities  connected, and the size of loads within the region adversely affect the direct economics of additional  transmission segments, hydroelectric power within the region will remain a limited resource.  Therefore, the  region should carefully consider the best use of this limited resource.  Biomass is a particularly good option given the local and abundant nature of this solution, and the relative  economics and availability of supplies within the region, both as a short‐term solution for the region as well  as a long‐term solution for certain communities.  Our analysis also shows that biomass is economical in most  cases even if it is shipped in from the lower 48 states. As discussed elsewhere, one supply chain‐related  challenge that should be addressed for wood biomass to be utilized to its optimal level is the development of  one or more pellet manufacturing facilities within the region and securing long‐term fiber supplies.  This will  provide a more secure fuel supply, lower costs, and produce jobs within the region.       Alaska Energy Authority | SOUTHEAST ALASKA INTEGRATED RESOURCE PLAN  BLACK & VEATCH | Executive Summary 1‐46    Conclusions – Moving Forward  14. Given the previous discussion, Black & Veatch believes that it is important for the region to  think about the future in two phases with regard to long‐term resource decisions, as shown  in Table 1‐10 and discussed below:  ● Phase 1 ‐ the next five years (2012‐2016)  ● Phase 2 ‐ beyond the next five years (2017 and beyond)  Table 1‐10 General Strategy for Adding Regional Resources  RESOURCES  PHASE 1  (2012­2016)  PHASE 2  (2017 AND BEYOND)  Committed Resources √   DSM/EE Programs √ √  Biomass Conversion Programs √ √  Next Increment of Hydro and Other  Renewable Projects   √  In Phase 1, the regional emphasis should be on adding the Committed Resources, and  aggressively pursuing the implementation of DSM/EE and biomass space heating  conversion programs.    In parallel, the region should complete reconnaissance and feasibility studies of all potential  hydro projects listed in the Refined Screened Potential Hydro Project List (see Table 1‐2).   These reconnaissance and feasibility studies should be completed consistent with the AEA‐ directed process and standards.  Finally, as part of Phase 1, this IRP should be updated in the 2014‐2015 time frame to make  the longer‐term resource selections that would be implemented in Phase 2.  By updating the  Southeast Alaska IRP in 2014 or 2015, the region will have: 1) better project‐specific  information to make a definitive selection among specific alternative hydro and other  renewable projects, and 2) actual experience with the implementation of DSM/EE and  biomass conversion programs to better determine the level to which the region, and  individual subregions, can rely on these programs over the long term.  In Phase 2, the region would develop the hydro and other renewable projects, as well as  continue to implement DSM/EE and biomass conversion programs as appropriate, based on  the results of the updated Southeast Alaska IRP.  15. This two‐phase approach is appropriate given the following challenges that exist with each  resource type:  ● Hydro Projects – The need to improve the quality and inclusiveness of project‐ specific estimates regarding capital costs, operating costs, annual and monthly  energy output, ability to utilize annual and monthly energy outputs in nearby load  centers, and so forth.     Alaska Energy Authority | SOUTHEAST ALASKA INTEGRATED RESOURCE PLAN  BLACK & VEATCH | Executive Summary 1‐47    ● DSM/EE Programs – Issues related to DSM/EE programs include the following:   ● The total market potential for these programs (which will be addressed in  large part by the AEA’s current Energy End Use Data Collection Project).  ● The ability of the region, and subregions, to implement a comprehensive and  aggressive set of DSM/EE programs.  ● Determining the most effective way to leverage existing DSM/EE programs  in the region (including the existing AHFC, AEA, and RurAL CAP programs  discussed in Section 10.0).  ● Determining the most effective way to deliver these programs (e.g., each  utility developing its own DSM/EE programs, a regional entity that would  develop and deliver these programs in close coordination with local utilities,  and or development of public‐private partnerships to deliver these  programs).  ● Actual response of residential and commercial customers to the DSM/EE  programs offered.  ● Biomass Conversion Program – Issues related to a regional biomass conversion  programs include the following:   ● Future price of oil which will impact the level of conversions from diesel  space heating that will occur.  ● The total market potential for biomass conversion in each subregion.  ● The ability of the region, and subregions, to implement an aggressive  biomass conversion program.  ● Determining the most effective way to leverage existing biomass conversion  programs in the region (e.g., biomass programs being implemented by the  Coast Guard, USFS, and Sealaska).  ● Similar to the DSM/EE discussion above, there is a need to determine the  most effective way to deliver these programs (e.g., individual utilities, a  regional entity, and or public‐private partnerships).  ● Actual receptiveness of residential and commercial customers to biomass  conversions.  ● Transmission Projects – while none of the proposed transmission  interconnections considered were selected for inclusion in the region’s expansion  plan (other than the transmission Committed Resources), the State may decide to  move forward with one or more of these interconnections for noneconomic reasons.  It is Black & Veatch’s opinion that the long‐term definitive selection of specific potential  projects cannot be made until: 1) these challenges are addressed, 2) better information is  available regarding the capital and operating costs of specific projects, and 3) experience is  gained with regard to the implementation of DSM/EE and biomass conversion programs.   Again, the level of these uncertainties drive home the need for the region to: 1) develop  multiple options, 2) move toward a more balanced portfolio of resources (i.e., the solution  to the region’s energy challenges is not as simple as adding more hydro and some  transmission), and 3) maintain flexibility with regard to the selection of resource options  over time as the uncertainties above become resolved.  16. The Preferred Resource Lists that were developed for each subregion as part of this study,  which are discussed in more detail in Section 17.0 and Section 21.0, include a portfolio of  resources that have been identified based on the specific circumstances faced by each  subregion.  If implemented, the Southeast Alaska IRP will lead to the following:  Alaska Energy Authority | SOUTHEAST ALASKA INTEGRATED RESOURCE PLAN  BLACK & VEATCH | Executive Summary 1‐48    ● The development of a more diverse resource mix resulting from a regional planning  process.  ● Allow for moving forward with certain resources now (including the Committed  Resources, DSM/EE, and biomass programs), while developing better fact‐based  information to make long‐term resource decisions.  ● A reduction in the overall costs for electricity and heating.  ● Greater reliance on DSM/EE and renewable resources, including hydroelectric  power and biomass, and a lower dependence on diesel.  ● A somewhat more expansive transmission network as a result of the completion of  the transmission Committed Resources.  ● A stronger foundation upon which to base future economic development efforts.  17. Included in the Preferred Resource Lists are seven Committed Resources, which are  described in Table 1‐11.  As discussed earlier in this report, these hydroelectric and  transmission projects were identified by the AWG (adopted through a resolution) as  projects that should be developed because of the economic benefits that they would provide  to the region.  As stated in the AWG resolution, these “projects have been under  development for many years, have completed or nearly completed exhaustive FERC  licensing or similar process, and have broad public support.”  From a modeling perspective,  consistent with this AWG directive, Black & Veatch treated these projects as existing  resources.  While these Committed Resources are included in the Preferred Resource Lists, it is  important to note that significant work is still required to bring these projects to reality.   For example, several of the hydroelectric projects on this Committed Resource list require  additional engineering and design work, as well as additional environmental and permitting  work, before they can move to construction. For the transmission projects on the  Committed Resource list, not only is additional engineering and design, environmental and  permitting work, required but operational agreements with SEAPA must also be developed,  as well as construction funding acquired.  18. As stated above, the region should significantly increase the implementation of DSM/EE  programs consistent with the State’s target of 15 percent increase in energy efficiency by  2020, building upon the current programs offered by the AHFC, AEA, and RurAL CAP.  These  programs will lower total energy requirements, thereby reducing the draw on hydro  resources in those communities with access to hydro power and lowering costs and or  improve the quality of living in all communities.  However, to achieve these projected  savings, the region will need to address a number of important delivery issues, including:  1) how best to leverage existing AHFC, AEA, and RurAL CAP programs, 2) whether  additional DSM/EE programs should be developed on a regional basis and implemented in  close coordination with local utilities versus requiring each utility to develop its own  DSM/EE‐related staff and skills, 3) establishing region‐specific costs for higher efficient  appliances and equipment, and 4) the financing of the up‐front DSM/EE program  development costs, as well as ongoing incentives to residential and commercial customers  to install more efficient appliances and equipment.  Alaska Energy Authority | SOUTHEAST ALASKA INTEGRATED RESOURCE PLAN BLACK & VEATCH | Executive Summary 1‐49  Table 1‐11 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 (Note 4) $52.9 (Note 4) 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 Grant Round 5 award recommendation. 4. Cost estimate does not include existing grants.   Alaska Energy Authority | SOUTHEAST ALASKA INTEGRATED RESOURCE PLAN  BLACK & VEATCH | Executive Summary 1‐50    19. Also, as stated above, the region should pursue policies and programs that reduce the  number of residential and commercial customers converting to electric resistance space  heating.  One particularly promising resource option to accomplish this goal is the regional  adoption of wood pellet technology for space heating.  Additionally, rate structures could be  modified (e.g., increased rates for higher consumption levels) to discourage electric  resistance space heating conversions.  Similar to DSM/EE programs, this resource option  would provide benefits to all subregions.  Additionally, the region should address a number  of important delivery issues, including: 1) how best to leverage current programs underway  within the region to encourage the adoption of wood pellet technologies, 2) whether  additional wood pellet programs should be developed on a regional basis and implemented  in close coordination with local utilities versus relying solely on private parties and or each  utility to develop their own wood pellet‐related staff and skills, 3) establishing region‐ specific customer educational and contractor certification programs, and 4) the financing of  the up‐front wood pellet conversion costs.   20. There are a number of risks and uncertainties regardless of the resource options chosen,  including the following categories, which are discussed in Section 1.10 and Section 19.0  along with their potential implications.   ● Resource Potential Risk   ● Project Development and Operational Risks   ● Fuel Supply Risks  ● Environmental Risks   ● Transmission Constraint Risks   ● Financing Risks   ● Regulatory/Legislative Risks  ● Price Stability Risks   In some cases, these risks and uncertainties might completely eliminate a particular  resource option.  Due to these risks and uncertainties, it will be important for the region to  maintain flexibility so that changes to the Preferred Resource Plan can be made, as  necessary, as these resource‐specific risks and uncertainties become clearer or get resolved.  21. Another risk facing the region is the potential for large load increases resulting from  economic development efforts (e.g., the development of one or more mines).  Although the  High Scenario Load Forecasts, discussed in Section 8.0, were developed to illustrate the  potential for significantly higher load growth than shown in the Reference Scenario Load  Forecasts, they may not adequately capture the impact of a large mine load increase (or any  other large, discrete increase) because of the potential size of mine loads and the fact that, if  developed, the impact of a new mine would be site specific.  Due to the speculative nature of  these potential load increases, it is impossible in this study to identify how these potential  loads would be served.  Most proposed mines are in remote locations and far removed from  potential grid access. It is likely that hydro resources in proximity to the mines could be  developed to displace diesel‐generated power.  Given the uncertainties associated with the  development of potential mines, their inclusion as part of the unspecified loads in the High  Scenario Load Forecast is a prudent method of addressing them.     Alaska Energy Authority | SOUTHEAST ALASKA INTEGRATED RESOURCE PLAN  BLACK & VEATCH | Executive Summary 1‐51    22. Given the size of the Southeast region and the financial capabilities of the region’s utilities, it  will be critical for the State to continue to provide financial assistance to enable the region  to lower costs and meet its electric and heating needs going forward.  Black & Veatch’s  recommendations regarding the capital projects, and other supporting studies and actions,  which should be considered for State assistance are discussed in Section 21.0.  Furthermore,  Section 18.0 provides the results of Black & Veatch’s evaluation of alternative options for  State financial assistance.  23. Integrated resource plans are typically updated on a periodic basis, most typically every 3  to 5 years to reflect changes that occur over time, as well as other alternative resources and  projects that are identified.  Given the uncertainties that exist in the Southeast, coupled with  the limited development work that has occurred with regard to many of the resources  contained in the Preferred Resource Lists, it will be important to update the Southeast  Alaska IRP on a periodic basis.  RELATIONSHIP BETWEEN THE SOUTHEAST ALASKA IRP AND   THE “ALASKA ENERGY PATHWAY”    In July 2010, the AEA published “Alaska Energy Pathway – Toward Energy Independence.”  This report, which  was the result of extensive consultations between the AEA and communities throughout Alaska, was  developed to provide direction and focus to the goal that all Alaskans should have access to affordable  power.  This report was part of the AEA’s effort to develop a long‐term energy strategy for the State of  Alaska.  The first step in that effort was the 2009 publication of “Alaska Energy – A First Step Toward Energy  Independence,” which contained information on available energy technologies and a database of community  energy resources.    Alaska Energy Pathway laid out an overall direction for the State, including aggressive targets for energy  efficiency and conservation as well as renewable energy development; recommendations which have been  adopted, with certain modifications, by the State Legislature and Governor. For areas of the State outside of  the Railbelt Region, the report focused on the use of locally available resources whenever possible to meet  energy needs for heat and electricity.  An assessment of possible options for each community was completed,  yielding a potential pathway for each community.  This resulted in a recommended community resource  development strategy that would involve the deployment of renewable resources, including hydroelectric  power, where economically feasible, but also the continued use of diesel as a major fuel source for both  electricity and heating.  There are many similarities between the Southeast Alaska IRP and the Alaska Energy Pathway, including the  underlying objectives and resources considered.  In that sense, this IRP is a logical next step on the journey  to developing community plans to lower energy costs.  The Southeast Alaska IRP, however, differs from the  Alaska Energy Pathway in several important ways.  First, the analysis completed as part of this IRP  (e.g., projected heating and electric load forecasts, the costs of available resources including generation and  transmission, etc.) was at a more granular level of detail.  Second, the analytical approach was different in  that it was more detailed and considered the interaction between alternative resources in more detail.  Finally, the level of involvement of regional stakeholders throughout the development of this IRP was  greater.    As a result, the results of this IRP, including the Preferred Resource Lists for each subregion, represent a  more comprehensive and tailored set of near‐term and long‐term solutions for addressing the region’s  energy challenges.  In that sense, the Southeast Alaska IRP builds upon the Alaska Energy Pathway and  provides a more detailed pathway for the Southeast region.    Alaska Energy Authority | SOUTHEAST ALASKA INTEGRATED RESOURCE PLAN  BLACK & VEATCH | Executive Summary 1‐52    1.12 RECOMMENDATIONS  This subsection summarizes the overall recommendations arising from this study are grouped in  two categories and summarized below.  These recommendations are discussed in more detail in  Section 20.   Recommendations – Capital Projects   Recommendations – Other  Recommendations – Capital Projects  The following general actions should be taken to ensure the timely implementation of the Southeast  Alaska IRP:  1. As stated in Subsection 1.12, Black & Veatch believes that the region should move forward  with regard to long‐term resource decisions, as follows:  ● Phase 1 ‐ the next 5 years (2012‐2016)  ● Phase 2 ‐ beyond the next 5 years (2017 and beyond)  2. The State should work closely with the region’s utilities and other community stakeholders  to confirm the recommended Preferred Resource Lists for the region as a whole, and for  each subregion, resulting from this study.    3. Black & Veatch believes that the region‐wide Preferred Resource List, provided in  Table 1‐12, should be the starting point for the selection of resources to be developed to  meet the region’s future energy requirements.  This table is based on the subregion  Preferred Resource Lists discussed in Section 17.0.  Alaska Energy Authority | SOUTHEAST ALASKA INTEGRATED RESOURCE PLAN BLACK & VEATCH | Executive Summary 1‐53  Table 1‐12 Region‐wide Preferred Resource List SUBREGION RESOURCE ESTIMATED CAPITAL COSTS ($’000,000) PROJECTED COMMERCIAL OPERATION DATE (COD) PHASE 1 RESOURCES: 2012­2016 SEAPA Kake‐Petersburg Interconnection Ketchikan‐Metlakatla Interconnection Whitman Lake Hydro Diesel DSM/EE Biomass (80 percent/30 percent) 52.9 8.2(1) 13.4(1) 51.1 3.1 36.7/13.8 2015 2013 2014 2012‐2016 2012‐2016 2012‐2016 Admiralty Island Thayer Creek Project DSM/EE Biomass (80 percent/30 percent) 6.0(1) 0.0(3) 0.8/0.3 2016 2012‐2016 2012‐2016 Baranof Island Blue Lake Hydro Diesel DSM/EE Biomass (80 percent/30 percent) 1.0(1) 20.2 0.9 14.1/5.3 2015 2012‐2016 2012‐2016 2012‐2016 Chichagof Island Gartina Falls Hydro Diesel DSM/EE Biomass (80 percent/30 percent) 5.5 0.3 0.0 1.9/0.7 2015 2012‐2016 2012‐2016 2012‐2016 Juneau Diesel DSM/EE Biomass (80 percent/30 percent) 20.2 3.6 63.3/23.7 2012‐2016 2012‐2016 2012‐2016 Northern Diesel DSM/EE Biomass (80 percent/30 percent) 2.8 0.0 4.1/1.5 2012‐2016 2012‐2016 2012‐2016  Alaska Energy Authority | SOUTHEAST ALASKA INTEGRATED RESOURCE PLAN BLACK & VEATCH | Executive Summary 1‐54  SUBREGION RESOURCE ESTIMATED CAPITAL COSTS ($’000,000) PROJECTED COMMERCIAL OPERATION DATE (COD) Prince of Wales Reynolds Creek Hydro DSM/EE Biomass (80 percent/30 percent) 0.0(1) 0.0(2) 8.9/3.3 2014 2012‐2016 2012‐2016 Upper Lynn Canal DSM/EE Biomass (80 percent/30 percent) 0.2 9.7/3.6 2012‐2016 2012‐2016 PHASE 2 RESOURCES: 2017­2061 SEAPA Hydro – Storage (10 MW) Diesel DSM/EE Biomass (80 percent/30 percent) 193.1 202.8 102.1 42.1/15.8 2044 2017‐2061 2017‐2061 2017‐2021 Admiralty Island Diesel DSM/EE Biomass (80 percent/30 percent) 1.7 0.1 0.7/0.3 2017‐2061 2017‐2061 2017‐2021 Baranof Island Diesel DSM/EE Biomass (80 percent/30 percent) 83.4 31.4 16.1/6.0 2017‐2061 2017‐2061 2017‐2021 Chichagof Hydro – Run of River (1 MW) Diesel DSM/EE Biomass (80 percent/30 percent) 21.7 6.4 0.8 1.6/0.6 2035 2017‐2061 2017‐2061 2017‐2021 Juneau Hydro – Storage (10 MW) Diesel DSM/EE Biomass (80 percent/30 percent) 237.5 216.6 124.5 79.5/29.8 2051 2017‐2061 2017‐2061 2017‐2021  Alaska Energy Authority | SOUTHEAST ALASKA INTEGRATED RESOURCE PLAN BLACK & VEATCH | Executive Summary 1‐55  SUBREGION RESOURCE ESTIMATED CAPITAL COSTS ($’000,000) PROJECTED COMMERCIAL OPERATION DATE (COD) Northern Hydro – Storage (1 MW) Hydro – Run of River (1 MW) Diesel DSM/EE Biomass (80 percent/30 percent) 18.6 32.8 23.3 1.3 4.7/1.8 2017 2049 2017‐2061 2017‐2061 2017‐2021 Prince of Wales Diesel DSM/EE Biomass (80 percent/30 percent) 16.6 66.4 10.2/3.8 2017‐2061 2017‐2061 2017‐2021 Upper Lynn Canal Hydro – Storage (1 MW) Diesel DSM/EE Biomass (80 percent/30 percent) 55.4 19.8 5.4 11.1/4.2 2054 2017‐2061 2017‐2061 2017‐2021 (1)Additional funds required to complete project considering pending grant requests. (2)Cost is zero due to rounding. Actual cost is 0.002.   Alaska Energy Authority | SOUTHEAST ALASKA INTEGRATED RESOURCE PLAN  BLACK & VEATCH | Executive Summary 1‐56    “While new energy infrastructure  is important and necessary, the  State needs to oversee  development to assure a safe and  sane approach with the good of  its residents in mind.”  Rural Community Council  Recommendations ‐ Other  Other actions, related to the implementation of this IRP, that should be undertaken include:  4. The State and the region should develop a public outreach program to inform the general  public regarding the Southeast Alaska IRP and the Preferred Resource Lists, including the  costs and benefits of developing the projects included.  Additionally, the benefits of DSM/EE  and biomass conversions should be included as part of this public outreach program.  5. The State Legislature should make decisions regarding the level and form of State financial  assistance that will be provided to assist the region’s utilities in developing the generation  resources and transmission projects identified in the Preferred Resource List.    6. The AEA proposes a decision framework and policy  requiring developers of each potential project to  develop a standard set of information, at an  appropriate level and quality of detail, before any  decisions are made about which projects should be  developed.  The AEA proposes that this policy would  apply to all projects for which the State will be  providing financial assistance, and it recommends  that it also apply to cases where the project  proponents decide not to seek State financial assistance so that the permitting agencies can  compare the benefits consistently between all projects.  This decision framework and  related information standards are intended to yield a minimum threshold of information,  thereby providing the foundation of decisions regarding the next increment of hydro  projects.  They are also intended to identify any fatal flaws that would prohibit a proposed  project from being developed.  Black & Veatch believes that this type of decision framework and information standards  should be adopted, as they will effectively address the issues associated with the quality and  inclusiveness of information available on specific projects and enable the region to make  more fact‐based decisions regarding which hydro projects should be developed.  7. The State Legislature should appropriate funds for the initial stages of the development of a  regional DSM/EE program to supplement current programs offered by the AHFC, AEA, and  RurAL CAP.  This appropriation should be directed at the required elements of a  comprehensive DSM/EE program, which are described in Section 20.0.  It should be noted that the Southeast region can learn from the lessons of others with  regard to the development and execution of a comprehensive DSM/EE program.  Many  regions of the country, as well as other countries, have been delivering DSM/EE programs  for a number of years; some utilities have been implementing DSM/EE programs for 30  years.  Consequently, there are many “lessons learned,” and the region should do everything  it can to take advantage of this experience.  8. The State Legislature should appropriate funds for the initial stages of the development of a  regional biomass conversion program to supplement current programs offered in the  region.  This appropriation should be directed at the required elements of a comprehensive  biomass conversion program, which are described in Section 20.  Alaska Energy Authority | SOUTHEAST ALASKA INTEGRATED RESOURCE PLAN  BLACK & VEATCH | Executive Summary 1‐57    Again, it should be noted that the Southeast region can learn from the lessons of others with  regard to the development of biomass space heating programs, especially those programs  that have been implemented in Europe.  9. Evaluate the potential benefits and costs of forming a regional entity, or utilizing an existing  entity, to develop and deliver DSM/EE programs, in close coordination with the region’s  utilities, to residential and commercial customers throughout the Southeast region.  Black &  Veatch does not believe that the region will be successful in developing an aggressive  DSM/EE program if each utility has to develop: 1) its own DSM/EE program, including  hiring the appropriate staff, 2) detailed DSM/EE program plans, 3) a set of qualified  vendors, and 4) an education and marketing campaign.  10. Evaluate the potential benefits and costs of forming a regional entity, or utilize an existing  entity, to accelerate the development of a biomass conversion program.   11. Consistent with the need to improve the quality and inclusiveness of available information  on potential hydro projects, the State Legislature should appropriate funds to assist hydro  project proposers complete high‐level reconnaissance studies.  These relatively low‐cost  reconnaissance studies would provide the necessary information to determine whether a  proposed hydro project should move forward to the preparation of a FERC license  application.  12. For those proposed hydro projects that meet the needs identified as the next increment of  hydro and have completed reconnaissance studies that show they are sufficiently viable to  move to the FERC license process, the State Legislature should appropriate funds to assist  project proposers prepare the FERC license application.  The FERC licensing process is a  multi‐year and multi‐million dollar process that could prohibit the development of some  feasible projects without State financial assistance.   13. Complete a regional technical and economic market potential assessment, including the  identification of the most attractive sites, for all non‐hydro renewable resources included in  the Preferred Resource List.  14. Similar to many proposed hydro projects, there is a need to improve the quality and  inclusiveness of available information on potential non‐hydro renewable projects.  As a  result, the State Legislature should appropriate funds to assist non‐hydro renewable project  proposers complete high‐level reconnaissance studies.  These reconnaissance studies would  provide the necessary information to determine whether a proposed renewable project  should move forward to the next step of the development process.  15. Support further development of emerging technologies (e.g., tidal and wave power) to  encourage the development of additional resource options to provide the region with  additional future generation options.   16. Develop a standard 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 for 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.     Alaska Energy Authority | SOUTHEAST ALASKA INTEGRATED RESOURCE PLAN  BLACK & VEATCH | Executive Summary 1‐58    17. Consider the development of an open access policy for the region’s transmission network,  based on the FERC’s Open Access Transmission Tariff (OATT), which governs the planning  and operation of the transmission grids in the lower‐48 states. 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.  18. Consistent with previous comments, this IRP should be updated in the 2014‐2015 time  frame to make the longer‐term resource selections that would be implemented in Phase 2.   By updating the Southeast Alaska IRP in 2014 or 2015, the region will have: 1) better  project‐specific information to make a definitive selection among specific alternative hydro  and other renewable projects, and 2) actual experience with the implementation of DSM/EE  and biomass conversion programs to better determine the level to which the region, and  individual subregions, can rely on these programs over the long term.  19. The regional utilities, perhaps with the assistance of the AEA, should evaluate the benefits of  developing tariff structures that better reflect actual costs, particularly with regard to the  additional long‐term costs that will be incurred as a result of electric space heating  conversions.  As part of this effort, workshops should be held to focus on the issue that the  last block in tariffs need to better reflect incremental costs.  Additionally, cost‐of‐service  studies should be completed for each utility facing the impact of electric space heating  conversions to determine what rates should be for higher consumption.  20. To the extent that electric space heating conversions continue to increase a utility’s electric  load, those utilities should evaluate the benefits of developing weather normalized load  forecasts.  These activities should be as part of this effort: 1) hold workshops to focus on the  need for, and approaches to, weather normalized load forecasting methodologies,  2) develop a standard weather normalized load forecasting methodology, and 3) develop  short‐term weather normalized load forecasts for each relevant utility.   21. The State and the region’s utilities should work closely with resource agencies to identify  changes that can be made to streamline State and Federal regulatory and permitting  processes related to the resources contained in the Preferred Resource List.   22. Federal legislative and regulatory activities, including those related to emissions  regulations, should be monitored closely and influenced to the degree possible.  1.13 NEAR‐TERM REGIONAL IMPLEMENTATION ACTION PLAN (2012‐2014)  This section provides Black & Veatch’s recommended near‐term implementation plan, covering the  period from 2012 to 2014. Black & Veatch’s recommended actions, which are consistent with the  Preferred Resource Lists presented in Section 17.0 and the recommendations resulting from this  study that are discussed in detailed in Section 20.0, are grouped into the following categories:   Capital Projects – SEAPA Subregion.   Capital Projects – Other Subregions.   Regional Supporting Studies and Other Actions.  Alaska Energy Authority | SOUTHEAST ALASKA INTEGRATED RESOURCE PLAN  BLACK & VEATCH | Executive Summary 1‐59    The near‐term implementation plans shown in the following tables serve two objectives.  First, they  identify the steps that should be taken during the next 3 years regardless of the alternative  resource plan that is chosen as the preferred resource plan.  Second, they are intended to maintain  flexibility as the uncertainties and risks associated with each alternative resource become clearer  or resolved.  1.13.1 Capital Projects – SEAPA Subregion  Table 1‐13 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  $48,590,000        $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  Biomass Conversion Program (80 Percent/30 Percent) 2012  2013  2014  $6,955,600/$2,608,400  $7,079,600/$2,654,800  $7,372,300/$2,764,600  SEAPA Subregion Total (2012­2014)  (80 Percent Biomass/30 Percent Biomass)   $136,290,000/$122,910,300  (1) The previous grants were not included in D. Hittle’s estimated costs.     Alaska Energy Authority | SOUTHEAST ALASKA INTEGRATED RESOURCE PLAN  BLACK & VEATCH | Executive Summary 1‐60    1.13.2 Capital Projects – Other Subregions  1.13.2.1 Admiralty Island Subregion  Table 1‐14 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  Biomass Conversion Program (80 Percent/30 Percent) 2012  2013  2014  $144,000/$54,000  $108,600/$40,700  $249,500/$93,600  Admiralty Island Subregion Total (2012­2014)  (80 Percent Biomass/30 Percent Biomass)   $6,502,600/$6,188,800    1.13.2.2 Baranof Island Subregion  Table 1‐15 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  Biomass Conversion Program (80 Percent/30 Percent) 2012  2013  2014  $2,663,700/$998,900  $2,664,400/$999,200  $2,825,900/$1,059,700  Baranof Island Subregion Total (2012­2014)  (80 Percent Biomass/30 Percent Biomass)   $29,563,700/$24,467,500    Alaska Energy Authority | SOUTHEAST ALASKA INTEGRATED RESOURCE PLAN  BLACK & VEATCH | Executive Summary 1‐61    1.13.2.3 Chichagof Island Subregion  Table 1‐16 Near‐Term Implementation Action Plan – Capital Projects – Chichagof Island   Subregion  CAPITAL PROJECTS  DESCRIPTION TIME FRAME ESTIMATED  COST  Committed Resources   Gartina Falls Hydroelectric  o Estimated total cost ‐ $6,330,000  o Previous grants ‐ $850,000  o Remaining project cost ‐ $5,480,000   2012‐2015    $5,480,000  Replacement of Existing Diesel Generation Facilities 2012 $303,500  DSM/EE Programs 2012  2013  2014  $600  $1,400  $3,100  Biomass Conversion Program (80 Percent/30 Percent) 2012  2013  2014  $313,700/$117,600  $417,000/$156,400  $327,400/$122,800  Chichagof Island Subregion Total (2012­2014)  (80 Percent Biomass/30 Percent Biomass)   $6,846,700/$6,185,400    1.13.2.4 Juneau Area Subregion  Table 1‐17 Near‐Term Implementation Action Plan – Capital Projects – Juneau Area Subregion  CAPITAL PROJECTS  DESCRIPTION TIME FRAME ESTIMATED COST  Replacement of Existing Diesel Generation Facilities 2012 $20,220,000  DSM/EE Programs 2012  2013  2014  $82,200  $201,500  $468,800  Biomass Conversion Program (80 Percent/30 Percent) 2012  2013  2014  $11,379,500/$4,267,300  $12,016,400/$4,506,200  $12,675,700/$4,753,400  Juneau Area Subregion Total (2012­2014)  (80 Percent Biomass/30 Percent Biomass)   $57,044,100/$34,499,400     Alaska Energy Authority | SOUTHEAST ALASKA INTEGRATED RESOURCE PLAN  BLACK & VEATCH | Executive Summary 1‐62    1.13.2.5 Northern Subregion  Table 1‐18 Near‐Term Implementation Action Plan – Capital Projects – Northern Region  Subregion  CAPITAL PROJECTS  DESCRIPTION TIME FRAME ESTIMATED COST  Replacement of Existing Diesel Generation Facilities 2014 $2,790,200  DSM/EE Programs 2012  2013  2014  $900  $2,100  $4,700  Biomass Conversion Program (80 Percent/30 Percent) 2012  2013  2014  $780,700/$292,800  $749,200/$281,000  $828,200/$310,600  Northern Region Subregion Total (2012­2014)  (80 Percent Biomass/30 Percent Biomass)   $5,156,000/$3,682,300    1.13.2.6 Prince of Wales Subregion  Table 1‐19 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  Biomass Conversion Program (80 Percent/30 Percent) 2012  2013  2014  $1,339,800/$502,400  $1,549,600/$581,100  $1,757,100/$658,900  Prince of Wales Subregion Total (2012­2014)  (80 Percent Biomass/30 Percent Biomass)   $4,646,900/$1,742,800       Alaska Energy Authority | SOUTHEAST ALASKA INTEGRATED RESOURCE PLAN  BLACK & VEATCH | Executive Summary 1‐63    1.13.2.7 Upper Lynn Canal Subregion  Table 1‐20 Near‐Term Implementation Action Plan – Capital Projects – Upper Lynn Canal  Subregion  CAPITAL PROJECTS  DESCRIPTION TIME FRAME ESTIMATED COST  DSM/EE Programs 2012  2013  2014  $3,500  $8,700  $20,500  Biomass Conversion Program (80 Percent/30 Percent) 2012  2013  2014  $1,624,700/$609,300  $1,828,200/$685,600  $1,839,600/$689,800  Upper Lynn Canal Subregion Total (2012­2014)  (80 Percent Biomass/30 Percent Biomass)   $5,325,200/$2,017,400    1.13.3 Regional Supporting Studies and Other Actions  Table 1‐21 Near‐Term Implementation Action Plan – Regional Supporting Studies and Other  Actions  DESCRIPTION TIME FRAME  ESTIMATED  COST  General Public Outreach/Education Program  2012 $250,000  Regional DSM/EE Program Start‐up Costs  2012‐2013 $2,325,000  Regional Biomass Conversion Program Start‐up Costs  2012‐2013 $2,225,000  Formation of Regional DSM/EE Entity Start‐up Costs 2012 $500,000  Formation of Regional Biomass Conversion Entity Start‐up  Costs  2012 $500,000  Hydroelectric Project‐specific High Level Reconnaissance  Studies  2012‐2013 $2,000,000  Hydroelectric Project‐specific FERC License Application  Preparation  2012‐2014 $5,000,000  Regional Technical/Economic Market Potential  Assessment of Non‐Hydro Renewable Technologies  2012 $500,000  Other Renewable Project‐specific High Level  Reconnaissance Studies  2012‐2014 $1,000,000  Support Development of new Technologies (e.g., Tidal and  Wave Power)  2012‐2014 $1,000,000  Develop Standard Power Sales Agreement 2012 $200,000  Consider Development of Open Access Policy and Related  Tariff (including terms and conditions of service)  2012 $250,000  Alaska Energy Authority | SOUTHEAST ALASKA INTEGRATED RESOURCE PLAN  BLACK & VEATCH | Executive Summary 1‐64    DESCRIPTION TIME FRAME  ESTIMATED  COST  Update Southeast Alaska IRP in 2014 2014 $750,000  Support Development of Tariff Structures That Better  Reflect Costs  2012‐2013 $1,550,000  Support Development of Weather Normalized Load  Forecasts   2013 $375,000  Total  $18,425,000