Kentucky potere ha detto dicembre. 19 che ha presentato un nuovo piano con la Kentucky Public Service Commission che, tra le altre cose, lancia un piano per aggiungere uno scrubber SO2 all’unità a carbone 2 della Big Sandy power Plant, con quell’unità da 800 MW da ritirare.
L’utility, una sussidiaria di American Electric Power (NYSE: AEP), aveva un caso in corso presso la commissione per l’approvazione dello scrubber, ma a maggio ha fermato quel caso mentre rivedeva i numeri. Il nuovo deposito cerca l’approvazione per recuperare circa $530m nei costi associati al trasferimento del 50% della proprietà dello stabilimento Mitchell a carbone in West Virginia, attualmente di proprietà di AEP Ohio, un’altra filiale di AEP, a Kentucky Power. La generazione ottenuta da Mitchell sostituirebbe sostanzialmente la generazione dell’unità 2 da 800 MW di Big Sandy, che sarà ritirata dal servizio nel 2015.
Lo stabilimento Mitchell si trova vicino a Moundsville, W.Va., e ha una produzione totale di 1.560 MW. Kentucky Power avrebbe ottenuto il 50% della produzione dell’unità 1 da 770 MW di Mitchell e dell’unità 2 da 790 MW, per un trasferimento totale di 780 MW. Entrambe le unità Mitchell sono dotate di controlli ambientali avanzati, compresi gli scrubber, e soddisfano tutti gli attuali requisiti dell’Agenzia per la protezione ambientale degli Stati Uniti. L’altra proprietà del 50% in entrambe le unità Mitchell sarebbe stata trasferita ad Appalachian Power, un’altra filiale AEP, in attesa dell’approvazione delle autorità di regolamentazione di APCo, inclusa la West Virginia Public Service Commission. APCo opererà e manterrà l’impianto Mitchell.
Il nuovo deposito del Kentucky – insieme ai risparmi derivanti dalla risoluzione di un accordo di interconnessione elettrica coincidente al momento del trasferimento – comporterà un aumento stimato dell’ 8% sulle bollette dei clienti. Sotto il precedente deposito di Kentucky Power, la società pianificò di installare un sistema di lavaggio sull’unità 2 di Big Sandy. Tale progetto avrebbe comportato un aumento di circa il 31% sulle bollette mensili.
Oltre all’approvazione della commissione del Kentucky, il trasferimento richiede anche l’approvazione della Federal Energy Regulatory Commission (FERC). Se approvato, i clienti non vedranno un aumento dei tassi associato a questo deposito fino a gennaio. 1, 2014, al più presto, in attesa di ulteriore approvazione di un futuro caso tasso base.
” In questo momento, e dopo molti studi e valutazioni, riteniamo che questo deposito rappresenti il miglior percorso in avanti per l’azienda per soddisfare sia i suoi obblighi ambientali che quelli del cliente. Mentre rappresenta un aumento dei tassi dei clienti di circa l’otto percento, è sostanzialmente inferiore al nostro precedente deposito e farà risparmiare ai nostri clienti milioni di dollari mentre ci porta alla conformità ambientale”, ha dichiarato Greg Pauley, presidente e COO di Kentucky Power.
“Quando abbiamo ritirato il nostro deposito di scrubber la scorsa estate, abbiamo dichiarato che sentivamo nuove opportunità che ci avrebbero permesso di soddisfare i nostri obblighi a un costo inferiore”, ha aggiunto Pauley. “La possibilità di trasferire queste unità Mitchell era tra queste opportunità e così facendo ci permetterà di ridurre l’impatto sulle fatture dei clienti.”
Kentucky Power deve ancora decidere il futuro dell’unità 1 da 278 MW di Big Sandy, la più piccola e vecchia delle due unità dell’impianto. Un deposito per coprire la capacità futura di tale unità sarà presentato alla commissione Kentucky a volte in 2013. Nel frattempo, la società prevede di emettere una richiesta di proposte (RFP) all’inizio del prossimo anno per sostituire potenzialmente la generazione da questa unità. Le proposte saranno valutate insieme alla possibilità di convertire l’unità 1 in gas naturale. L’unità 1 dovrebbe essere ritirata come generatore a carbone nel 2015.
Decreto di consenso federale un grande fattore nella mancanza di futuro di Big Sandy
La società ha bisogno di fare questa mossa a causa in gran parte di un decreto di consenso federale del 2007 che AEP ha elaborato con EPA che richiede il pensionamento, il retrofit o la conversione del carburante di varie unità di carbone nel suo sistema Per le unità Big Sandy 1 e 2, il decreto ha richiesto il seguente programma di controlli di NOx e SO2:
- Big Sandy Unit 2: Installare la desolforazione dei gas di scarico (FGD) per la riduzione delle emissioni di SO2 entro dicembre. 31, 2015;
- Big Sandy Unit 2: Continuare a utilizzare il sistema di riduzione catalitica selettiva (SCR) esistente per il controllo degli NOx;
- Big Sandy Unit 1: Installare la tecnologia dei bruciatori a basso contenuto di NOx e limitare il contenuto di zolfo del carbone a non superiore a 1,75 lb/mmBtu su base media annua entro la data di entrata in vigore del decreto.
“Nei prossimi mesi, determineremo un piano per affrontare la restante unità di generazione a Big Sandy Plant”, ha detto Pauley. “Eseguiremo la nostra due diligence per determinare un piano conveniente che equilibra le esigenze dei nostri clienti, azionisti e l’ambiente. Quando raggiungeremo questa decisione, la annunceremo pubblicamente. Fino ad allora, apprezziamo la pazienza continua dei nostri clienti e dipendenti mentre valutiamo e determiniamo i mezzi migliori per affrontare il futuro di Big Sandy.”
Un altro componente del deposito cerca l’approvazione per rinviare circa $30m associato a lavori di studio e ingegneria che coinvolgono questo e altri documenti ambientali riguardanti il Big Sandy plant.
Il valore contabile delle attività trasferite sarà fissato al momento del closing, ha detto il Dic. 19 domanda presentata alla commissione. Il valore contabile, al netto degli ammortamenti accumulati, delle attività trasferite al dec. 31, 2011, era $678m.
Mitchell in buona forma per i controlli sulle emissioni
Jeffery LaFleur, Vice Presidente di APCO per la generazione di beni, ha offerto testimonianza alla commissione del Kentucky su Mitchell. Tra le altre cose, ha scritto: “Sono state installate strutture di miscelazione del carburante all’avanguardia in modo che il carbone ricevuto da chiatta, ferrovia o trasportatore possa essere miscelato per soddisfare un contenuto di zolfo target. Le unità di Mitchell accettano una miscela bassa ed alta del carbone dello zolfo di fino a 4,5 libbre SO2 / MMBTU. La miscela di carburante contribuisce in genere a ridurre i costi del carburante nello stabilimento poiché i carboni di zolfo più alti tendono a costare meno dei carboni di zolfo più bassi.”
Mitchell dispone di scrubber per SO2 e riduzione catalitica selettiva per il controllo degli NOx. Le unità 1 e 2 sono state dotate anche di bruciatori a basso contenuto di NOx e di un sistema di iniezione FGD Trona, ha osservato LaFleur. Sono inoltre previsti aggiornamenti al precipitatore elettrostatico (ESP) in ogni unità. Inoltre, è stato costruito un nastro trasportatore di circa 2 miglia per trasferire il gesso sintetico, un sottoprodotto del funzionamento del sistema FGD, da Mitchell all’impianto di wallboard in gesso CertainTeed per l’uso come materia prima per wallboard. La consegna del gesso da Mitchell all’impianto di wallboard serve a ridurre i costi di smaltimento poiché non è necessaria una discarica per il suo smaltimento.
Scott Weaver, impiegato da American Electric Power Service Corp. (AEPSC) come Managing Director-Resource Planning and Operational Analysis, ha osservato nella sua testimonianza che l’unità 2 di Big Sandy, a causa del suo design a carbone polverizzato supercritico, richiederebbe una penalità di calore troppo grande se convertita in gas naturale. Ma Big Sandy Unit 1, più piccolo, più vecchio e di un design subcritico, non sarebbe ferito da questo.