La Central Generadora Navajo era una planta de energía a carbón de 2,25 gigavatios (2250 MW ) ubicada en la Nación Navajo , cerca de Page , Arizona , Estados Unidos . Esta planta proporcionaba energía eléctrica a clientes en Arizona, Nevada y California . También proporcionaba la energía para bombear agua del río Colorado para el Proyecto Central de Arizona , suministrando alrededor de 1,5 millones de acres-pies (1,85 km3 ) de agua anualmente al centro y sur de Arizona. A partir de 2017, se anticipó el permiso para operar como una planta convencional a carbón hasta 2017-2019, [3] y hasta el 22 de diciembre de 2044, si se extendía. [4] Sin embargo, en 2017, los operadores de servicios públicos de la central eléctrica votaron para cerrar la instalación cuando el contrato de arrendamiento expire en 2019. [5] [6] En marzo de 2019, la Nación Navajo puso fin a los esfuerzos para comprar la planta y continuar operándola después de que expire el contrato de arrendamiento. [7]
El 18 de noviembre de 2019, la planta cesó la generación comercial. Se proyectó que el desmantelamiento total del sitio demoraría aproximadamente tres años. [8] El 18 de diciembre de 2020, se demolieron las tres chimeneas. [9]
En los años 1950 y 1960, se necesitaba nueva generación eléctrica en el suroeste para abastecer de energía a las poblaciones en crecimiento del sur de California, Arizona y Nevada. La Oficina de Recuperación de los Estados Unidos también necesitaba una gran fuente de energía para hacer funcionar las bombas del Proyecto Central de Arizona (CAP, por sus siglas en inglés).
Se consideraron varios proyectos de energía para satisfacer estas necesidades, incluidas las represas hidroeléctricas Bridge Canyon y Marble Canyon en el río Colorado . Sin embargo, la proximidad de las represas propuestas al Gran Cañón generó oposición, inicialmente del Servicio de Parques Nacionales y luego con más fuerza de una coalición de grupos ambientalistas que promovieron la construcción de una planta de energía térmica o nuclear como alternativa. [10] Como resultado, las represas propuestas fueron abandonadas a favor del Proyecto de Energía Navajo, que consiste en la Estación Generadora Navajo (NGS) junto con la mina Kayenta , el Ferrocarril Black Mesa & Lake Powell (BM&LP) y 800 millas (1300 km) de líneas de transmisión de 500 kV.
El sitio seleccionado para la nueva planta de energía estaba a unas seis millas (10 km) al este de la presa Glen Canyon y tres millas (5 km) al sur del lago Powell en 1.786 acres (723 ha) de tierra arrendada a la Nación Navajo. El sitio estaba cerca de una fuente de combustible a precio competitivo y una fuente confiable de agua superficial para refrigeración. La cercana ciudad de Page y la carretera estadounidense 89 proporcionaron infraestructura para apoyar la construcción y operación del proyecto. El contrato de ingeniería y construcción fue otorgado a Bechtel Corporation , que comenzó la construcción en abril de 1970. [11] Las unidades generadoras 1, 2 y 3 se completaron en 1974, 1975 y 1976 respectivamente a un costo total de aproximadamente $ 650 millones.
Entre 1977 y 1990, tras las modificaciones de la Ley de Aire Limpio para evaluar y proteger la visibilidad en parques nacionales y áreas silvestres, la EPA , el Proyecto Salt River y otras entidades cooperaron en estudios de visibilidad para evaluar los posibles efectos que las emisiones de NGS podrían tener en esas áreas.
La serie de estudios culminó con el Experimento de trazadores intensivos de neblina invernal (WHITEX) y el Estudio de visibilidad de la estación generadora de Navajo (NGSVS). Esos estudios indicaron que controlar las emisiones de dióxido de azufre (SO2 ) podría mejorar el alcance visual invernal en el Gran Cañón entre un 2% y un 7%, lo que impulsó a la EPA a proponer una norma que exigiera a la NGS reducir las emisiones de SO2 en un 70%.
Sin embargo, la NGS y los grupos ambientalistas negociaron un enfoque que permitiría lograr un mayor grado de mejora a un menor costo. Aceptaron y recomendaron un requisito de reducción del 90% en las emisiones de SO2 sobre la base de un promedio anual, y que la instalación se completaría en 1999. La EPA aceptó la recomendación e implementó esas condiciones en su norma final. [12]
La tecnología seleccionada para la desulfuración de gases de combustión (FGD) fueron depuradores húmedos de SO2 con oxidación forzada. Stone & Webster , la firma de arquitectura e ingeniería encargada del proyecto de depuración, comenzó la construcción en 1994 y completó el trabajo en las Unidades 3, 2 y 1 en 1997, 1998 y 1999 respectivamente. [13] El costo del proyecto de depuración fue de aproximadamente $420 millones.
Durante las revisiones de primavera de 2003 a 2005, los precipitadores electrostáticos se desmantelaron por completo y se reconstruyeron para lograr confiabilidad y un rendimiento óptimo. Las placas colectoras originales y los electrodos de alambre con peso se reemplazaron por placas colectoras mejoradas y electrodos de descarga rígidos. El equipo de control se reemplazó por controles de voltaje automáticos y golpeadores mejorados. [14]
En 2007, se realizó un análisis de las emisiones de óxido de nitrógeno (NO x ) y las opciones de control para SRP en apoyo de los esfuerzos regionales de reducción de neblina de la Ley de Aire Limpio, aunque no había requisitos de reducción de (NO x ) en NGS en ese momento. El análisis concluyó que los quemadores de bajo NO x con aire separado sobre el fuego (SOFA) proporcionarían la mejor alternativa de tecnología de modernización disponible (BART) de acuerdo con las pautas BART de la EPA. [15] [16] En consecuencia, la planta instaló voluntariamente quemadores de SOFA de bajo NO x en las unidades 3, 2 y 1 durante las paradas de ocho semanas en febrero a marzo de 2009, 2010 y 2011 respectivamente.
El Departamento de Agua y Energía de Los Ángeles se retiró del proyecto en 2016. Después del aumento del gas de esquisto en los Estados Unidos , los precios de la energía a gas natural (32 dólares/MWh) cayeron por debajo del costo de la energía a carbón para NGS (38 dólares/MWh), y la producción de NGS disminuyó. [17] [3] [18] Los propietarios requieren que un nuevo propietario potencial (como la Nación Navajo) asuma la responsabilidad de las futuras limpiezas. [19]
La planta tenía tres unidades generadoras de electricidad a vapor idénticas de 750 MW. Los componentes principales de cada unidad incluían una caldera, una turbina, un generador, un sistema de refrigeración de ciclo cerrado y un equipo de control ambiental.
Las calderas eran generadores de vapor de tipo recalentador, de tiro equilibrado y encendido tangencial , suministrados por Combustion Engineering . Diseñadas para un funcionamiento supercrítico , cada caldera suministraba hasta 5.410.000 libras de vapor por hora a las turbinas a 3500 psi (241 bar) y 1000 °F (537 °C). [20]
Las turbinas principales son turbinas de recalentamiento compuestas en tándem de General Electric (GE), cada una acoplada directamente a un generador y diseñadas para girar a 3600 rpm.
El vapor descargado de las turbinas ingresaba a un condensador donde el agua que circulaba por los tubos se enfriaba y condensaba, lo que producía un vacío que maximizaba la caída de presión a través de la turbina. El calor absorbido por el agua circulante se eliminaba por evaporación en seis torres de enfriamiento de flujo cruzado con tiro inducido (dos por unidad). La planta utilizaba alrededor de 26 000 acres-pies (32 000 000 m 3 ) de agua por año del lago Powell, o alrededor de 1/2 galón (1,9 L) por kWh, principalmente para el agua de enfriamiento y el funcionamiento del depurador; consulte la sección #Manejo de aguas residuales. [21]
La planta consumía alrededor de 8 millones de toneladas de carbón bituminoso con bajo contenido de azufre cada año, suministrado por la mina Kayenta de Peabody Energy cerca de Kayenta, Arizona . El carbón era transportado 75 millas desde los silos de la mina hasta la planta por el ferrocarril Black Mesa and Lake Powell, que es propiedad de la planta y está operado por ella. Las características del carbón en 2011 incluían un contenido de azufre del 0,64%, un contenido de cenizas del 10,6% y un poder calorífico superior (HHV) de 10.774 Btu/lb. [22] : p3
La planta tenía tres chimeneas de gases de combustión de 236 metros de altura , catalogadas entre las estructuras más altas de Arizona . Las chimeneas estaban construidas de hormigón armado, sosteniendo un revestimiento interno de metal. Las chimeneas originales de la planta fueron demolidas a fines de la década de 1990 después de ser reemplazadas por chimeneas de mayor diámetro y la misma altura, lo que resultó en que la planta tuviera hasta seis chimeneas visibles durante un tiempo. [23] [24]
Las nuevas chimeneas fueron necesarias para acomodar gases de combustión más fríos saturados con vapor de agua que se generaban cuando se añadían depuradores húmedos de SO2 .
La planta tenía una capacidad nominal neta de 2250 MW o 750 MW netos por unidad, la potencia nominal de salida de la planta a través de las líneas de transmisión. La capacidad bruta era de 2409,3 (MW) u 803,1 MW por unidad, la potencia nominal de salida en el generador que incluye la energía utilizada internamente en la operación de la planta. [25]
La generación neta anual de energía en 2011 fue de 16,9 teravatios-hora ( TWh ), con un factor de capacidad neta del 86%. La generación bruta anual fue de 18,3 TWh. El combustible consumido ( energía primaria ) en 2011 proporcionó 50,0 TWh (170,5 × 10 12 Btu) de entrada de calor, lo que resultó en una tasa de calor neta del 34% o 2,95 kWh/kWh (10.060 Btu/kWh). [22]
En 2014, la generación cayó al 72% de la capacidad, y al 61% en 2016. [3] En los primeros 11 meses de 2016, la planta consumió 32,7 TWh (111,6 × 10 12 Btu) y produjo 10,7 TWh de energía, lo que arroja una eficiencia del 33%. [22]
Las partículas de cenizas volantes se eliminaron de los gases de combustión mediante precipitadores electrostáticos (PES) de lado caliente y depuradores de SO2 . Los PES, construidos como parte de la planta original, eliminaron el 99 % de las partículas. Los depuradores eliminaron un 50 % adicional de lo que quedaba en los gases de combustión después de pasar por los PES.
Las emisiones de dióxido de azufre (SO2 ) se controlaron mediante depuradores húmedos de oxidación forzada. Los depuradores consistían en dos recipientes de absorción de flujo en contracorriente en cada unidad, que utilizaban pulverizaciones de lechada de piedra caliza para eliminar más del 92% de SO2 de los gases de combustión. [20] Los tres depuradores en total consumían alrededor de 24 MW de energía y utilizaban 130.000 toneladas de piedra caliza y 3.000 acres-pie (3.700.000 m3 ) de agua por año, lo que producía 200.000 toneladas de yeso por año. [21]
Antes de la instalación de los depuradores, las emisiones de SO 2 eran de aproximadamente 71.000 toneladas por año. [26] : p.4
Las emisiones de óxido de nitrógeno se controlaron en el proceso de combustión mediante el uso de quemadores SOFA de bajo NOx . Antes de 2009, cuando comenzó la instalación de los nuevos quemadores, las emisiones de NOx eran de aproximadamente 34.000 toneladas por año. [27] Los nuevos quemadores redujeron las emisiones de NOx en aproximadamente 14.000 toneladas por año, o más del 40%.
Las partículas finas de 2,5 micrómetros o menos ( PM2,5 ), que son motivo de preocupación por su posible efecto sobre la salud y la visibilidad, son el resultado principalmente de reacciones de SO2 y NOx en la atmósfera para formar aerosoles de sulfato y nitrato. Los límites de permisos combinados de NGS para estos precursores han sido de 0,34 libras por millón de unidades térmicas británicas (0,53 kg / MWh ), inferior al 94% de todas las unidades de vapor de carbón de EE. UU., mientras que la tasa real de NGS en 2011 fue de 0,29 libras por millón de unidades térmicas británicas (0,45 kg/MWh). [28]
Las emisiones de dióxido de carbono (CO2 ) de las centrales eléctricas de gas natural fueron las séptimas más altas de todas las instalaciones de Estados Unidos en 2015, en gran medida como resultado de la cantidad de energía que producían. Sin embargo, en el mismo año, sus emisiones de CO2 por unidad de energía generada fueron inferiores a las del 75% de todas las centrales eléctricas de carbón de Estados Unidos. Las bajas emisiones de CO2 por producción eléctrica de la planta , en comparación con otras centrales de carbón, se atribuyeron a una tasa de calor relativamente baja combinada con el uso exclusivo de carbón bituminoso, que crea menos CO2 por producción de calor que otros tipos de carbón. [29] [30] [31]
Las emisiones de mercurio en 2011 fueron de 586 libras (266 kg) o3,4 libras por 10 12 Btu (5,3 kg/ TWh ). [22] [32]
El norte de Arizona y la meseta de Colorado han cumplido consistentemente con los Estándares Nacionales de Calidad del Aire Ambiental (NAAQS) establecidos para proteger la salud pública. [35]
El Índice de Calidad del Aire (AQI) de la EPA, que muestra la calidad del aire a diario, no enumera días insalubres para la población general en todos los condados del norte de Arizona y el sur de Utah. [36] Los días insalubres para los grupos sensibles al ozono (aquellos con asma o enfermedad pulmonar) también son raros en estos condados a pesar de los altos niveles de fondo natural en el Oeste Intermontano . El condado de Coconino, con las incidencias más altas, promedia menos de dos días insalubres por año, estos ocurren entre marzo y junio, lo que sugiere una correlación con las intrusiones de ozono estratosférico de primavera. [37] [38] Es poco probable que las emisiones de NGS hayan contribuido a las altas incidencias de ozono, ya que la planta está ubicada en el límite norte del condado de Coconino, y los vientos predominantes del suroeste en la primavera soplan hacia los condados al norte y al este, que no han informado ningún día con niveles de ozono insalubre. [39] : p.82 Además, los dos sitios de monitoreo de ozono del condado de Coconino –Grand Canyon Hance Camp y Page– muestran diferencias significativas dentro del condado (los sitios están separados por 70 millas). Durante los períodos en los que las lecturas de ozono han sido más altas, se observó que las concentraciones máximas en Page eran más del 10 por ciento más bajas que las del Gran Cañón. [40] : p.8
Los niveles de dióxido de nitrógeno (NO 2 ) en el área de Page promedian alrededor de 3 ppb, un 94 por ciento más bajo que el estándar NAAQS de 53 ppb. Los niveles de monóxido de carbono (CO) también han estado muy por debajo de los estándares. [40] : p.11, 8
Los niveles de partículas finas (PM2.5) en la región del Gran Cañón han estado entre los más bajos del país desde antes de que NGS completara la instalación de depuradores de SO2 y quemadores de SOFA de bajo NOx . [ 41 ] Los niveles medios anuales de PM2.5 en el área de Page son de aproximadamente 3 microgramos/metro cúbico (μg/m3 ) , una cuarta parte del estándar NAAQS de 12 μg/m3 y tan bajos o más bajos que las ciudades más limpias de EE. UU. enumeradas por la Organización Mundial de la Salud. [42] : p.206 [43]
La visibilidad en la región del Gran Cañón también ha estado entre las mejores del país desde antes de que NGS instalara depuradores y quemadores de bajo NO x -SOFA. [41] Dentro del condado de Coconino, la visibilidad es generalmente mejor en el área de Page/Glen Canyon en el extremo norte del condado que en el Gran Cañón y áreas más al sur (Sunset Crater, Walnut Canyon, Wupatki National Monuments). La visibilidad en el área de Page/Glen Canyon promedia 3,5 decivistas por encima de las condiciones naturales de fondo, a menos de un decivista de la mejor visibilidad listada en los EE. UU. continentales (la escala DV es cercana a cero para una atmósfera prístina, con un cambio de un decivista siendo un cambio apenas perceptible). [44] [45]
En 2012, se emitió una advertencia sobre el consumo de pescado para la lubina rayada en la parte baja del lago Powell, lo que generó inquietudes sobre las emisiones de mercurio de la planta. [46] Sin embargo, se encontró que las emisiones de NGS contribuyen con menos del 2% de la deposición atmosférica de mercurio en la cuenca del río Colorado. [47] : pE-2 Además, la deposición atmosférica representa solo una parte de la carga de mercurio, gran parte de la cual proviene de depósitos geológicos naturales. La erosión natural de la roca en la cuenca del río Green , por ejemplo, por sí sola contribuye con aproximadamente el 40% de la carga de mercurio en el lago Powell. [48]
La Norma sobre Mercurio y Tóxicos del Aire (MATS) de la EPA que entró en vigencia en 2015 requirió que la planta redujera las emisiones de mercurio a1,2 libras por 10 12 Btu (1,9 kg/ TWh ) o 0,013 libras por gigavatio-hora (5,9 kg/TWh) sobre una base bruta. [49]
El 4 de enero de 2013, el Departamento del Interior , la EPA y el Departamento de Energía anunciaron sus planes de desarrollar conjuntamente un plan para el futuro de la planta que mantenga sus beneficios energéticos, hídricos y económicos. El plan describiría las inversiones a corto plazo en la planta para cumplir con los objetivos ambientales y los planes a largo plazo para la transición a opciones de energía más limpia, de modo que los planes a corto y largo plazo funcionen juntos. [50]
El 17 de enero de 2013, la EPA propuso una resolución BART para reducir aún más las emisiones de NOx :
La Agencia de Protección Ambiental (EPA) está proponiendo un plan de implementación federal (FIP) específico para cada fuente que requiere que la Central Generadora Navajo (NGS), ubicada en la Nación Navajo, reduzca las emisiones de óxidos de nitrógeno (NO X) según la disposición de la Mejor Tecnología de Retrofit Disponible (BART) de la Ley de Aire Limpio (CAA o Ley) para reducir el deterioro de la visibilidad resultante de la NGS en 11 Parques Nacionales y Áreas Silvestres. La NGS, que se construyó hace más de 35 años, es la planta de energía a carbón más grande del Oeste en términos de capacidad de generación. Es fundamental para las economías de la Nación Navajo y la Tribu Hopi y suministra energía a los estados de Arizona, Nevada y California. La electricidad producida por la NGS también se utiliza para alimentar el Proyecto de Arizona Central, que suministra agua superficial a tres condados y numerosas tribus indígenas en Arizona. Se proyecta que la NGS continúe operando al menos hasta 2044. La EPA está proponiendo exigir a la NGS que logre una reducción de casi el 80 por ciento de su tasa actual de emisiones generales de NO X. Nuestro análisis indica que la instalación de controles para lograr esta reducción resultaría en una mejora significativa de la visibilidad que se equilibraría bien con el costo de esos controles. Por varias razones, incluida la importancia de NGS para numerosas tribus indias ubicadas en Arizona y la dependencia del gobierno federal de NGS para cumplir con los requisitos de los acuerdos de agua con varias tribus, la EPA está proponiendo una alternativa a BART que brindaría flexibilidad a NGS en el cronograma para la instalación de nuevos equipos de control. También describimos otros cronogramas de cumplimiento para su consideración y comentarios. Reconocemos que puede haber otros enfoques que podrían resultar en beneficios de visibilidad equivalentes o mejores con el tiempo y que puede haber cambios en la demanda de energía, la oferta u otros desarrollos durante las próximas décadas que pueden cambiar la generación de electricidad en la Nación Navajo. La EPA alienta un debate público sólido sobre nuestra determinación y alternativa de BART propuestas, las alternativas adicionales descritas en este documento y otros enfoques posibles. La EPA está preparada para emitir una propuesta complementaria si se identifican enfoques distintos de la determinación de BART propuesta o la alternativa propuesta articulada en este aviso que satisfacen los requisitos de la Ley de Aire Limpio y satisfacen las necesidades de las partes interesadas. La EPA se ha comprometido a seguir colaborando con las partes interesadas para desarrollar un FIP final que mantenga los beneficios para las tribus y la economía regional y, al mismo tiempo, mejore la visibilidad en muchos de los parques nacionales y áreas silvestres más preciados de nuestro país. [51]
La sentencia obligaría a la planta a reducir las emisiones de NOx a no más de 0,055 libras por millón de unidades térmicas británicas (85 g / MWh ) para 2023, lo que requeriría la instalación de equipos de reducción catalítica selectiva (SCR). Los SCR tendrían que reducir las emisiones de NOx en unas 15.000 toneladas al año. Junto con los quemadores Low-NOx existentes , la reducción total sería de unas 29.000 toneladas al año por debajo de los niveles de 2008. [52]
Los SCR utilizarían un catalizador y amoníaco para reaccionar con NO x y formar nitrógeno diatómico y agua. Los SCR también aumentarían los niveles de niebla de ácido sulfúrico al hacer que el SO 2 se oxide a SO 3 . Los altos niveles de ácido sulfúrico podrían requerir una inyección de sorbente seco (DSI), un sistema que inyecta un sorbente en polvo como la trona para absorber la niebla ácida, y la adición de filtros de mangas y ventiladores de refuerzo para capturar las partículas resultantes. [53] : p.1-1, 3–8
Se estima que los SCR sin filtros de mangas costarán aproximadamente 600 millones de dólares para construir y aproximadamente 12 millones de dólares por año para operar y mantener. Los SCR con filtros de mangas costarían aproximadamente 1.100 millones de dólares para construir y aproximadamente 20 millones de dólares por año para operar y mantener. [53] : p.9-4, 9–7
Los SCR por sí solos necesitarían unos 15 MW para funcionar, lo que requeriría la quema de 50.000 toneladas adicionales de carbón al año y aumentaría las emisiones de CO2 en 125.000 toneladas al año. Si también se necesitan filtros de mangas, los sistemas necesitarían unos 30 MW para funcionar, lo que requeriría 100.000 toneladas adicionales de carbón al año y aumentaría las emisiones de CO2 en 250.000 toneladas al año. [53] : p.4–8 La operación también consumiría unas 40.000 libras de amoníaco anhidro diariamente. [53] : p.2-1
La planta enfrentó una serie de obstáculos para modernizar los SCR en el tiempo asignado. Antes de que los propietarios de la planta pudieran invertir en SCR, tendrán que resolver el contrato de arrendamiento del sitio, los derechos de paso para el ferrocarril, las líneas de transmisión y de agua, y el acuerdo de suministro de carbón. Un participante –LADWP– no puede invertir en las mejoras debido a la ley de California que prohíbe la inversión a largo plazo en plantas de energía a carbón, y planea vender su participación en la planta para 2015. [54]
NV Energy anunció que también tiene la intención de retirarse de la participación en la planta, planeando desinvertir su participación en 2019. La extensión del contrato de arrendamiento de la planta con la Nación Navajo requiere la aprobación del Secretario del Interior , quien no puede aprobarla hasta que se completen las evaluaciones ambientales requeridas por la Ley Nacional de Política Ambiental (NEPA) y la Ley de Especies en Peligro de Extinción (ESA). El contrato de arrendamiento actual expiró en 2019 y se espera que las evaluaciones ambientales tarden unos cinco años en completarse.
Después de que la EPA emitió una propuesta de reglamentación BART [51], solicitó aportes de las partes interesadas: el Departamento del Interior , el Proyecto Central de Arizona , la Nación Navajo , la Comunidad Indígena del Río Gila , el Proyecto del Río Salado , el Fondo de Defensa Ambiental y los Defensores de Recursos Occidentales, quienes, como grupo de trabajo técnico, negociaron una "Alternativa de Progreso Razonable al BART" que fue presentada por el Departamento del Interior a la EPA el 26 de julio de 2013, para su consideración en el desarrollo de una reglamentación final: [4] [55]
Las Partes presentarán este Acuerdo a la EPA y solicitarán que la EPA: adopte la Alternativa de Progreso Razonable al BART establecida en el Apéndice B como la Regla Final del BART; [56]
El acuerdo contiene un compromiso por parte de los actuales propietarios de NGS de cesar la operación de generación convencional a carbón en NGS a más tardar el 22 de diciembre de 2044. [4]
El sistema NGS se construyó con uno de los primeros sistemas de descarga cero de líquidos (ZLD) en una planta de energía, recuperando toda la purga y el agua de escorrentía de la torre de enfriamiento de las áreas desarrolladas del sitio. Las aguas residuales se procesan a través de tres concentradores de salmuera y un cristalizador, que eliminan los sólidos y producen agua destilada para su reutilización dentro de la planta. [57] Se utilizan varios estanques revestidos junto con el sistema ZLD para capturar y regular el flujo de aguas residuales al sistema.
La planta vendía alrededor de 500.000 toneladas de cenizas volantes al año para su uso en la fabricación de hormigón y de bloques aislantes de construcción Flexcrete. [58] Las cenizas de fondo y el yeso, un subproducto de la operación de depuración, se deshidratan en el proceso de eliminación y, junto con las cenizas volantes no vendidas, se depositaban en vertederos del lugar como sólidos.
El contrato de manejo de cenizas de la planta requería que las cenizas del vertedero se cubrieran con un mínimo de dos pies de tierra nativa al momento del cierre, y que se contornearan para contener un evento de escorrentía de tormenta de 100 años para prevenir la erosión, aunque el contrato de arrendamiento original solo había especificado que se cubrieran con seis pulgadas de tierra nativa. [59] : p.11 [60] : p.35
Los beneficios económicos de la planta se derivan de los salarios y los alquileres de las instalaciones de NGS, así como de los salarios y las regalías de la mina Kayenta que resultan de las compras de carbón de NGS, siendo NGS la única fuente de ingresos de la mina. La planta y la mina pagan anualmente alrededor de 100 millones de dólares en salarios directos y 50 millones de dólares en alquileres y regalías.
Los propietarios mayoritarios de NGS no tenían previsto mantener la planta en funcionamiento más allá de 2019, porque la electricidad generada a gas natural es una tendencia más barata en todo el país. La Nación Navajo ha solicitado al gobierno federal que mantenga abierta la planta y preserve los puestos de trabajo de los navajos. Esto probablemente requeriría una relajación de las normas sobre emisiones y/o un subsidio directo. [61]
NGS tenía 538 empleados y pagaba alrededor de 52 millones de dólares al año en salarios totales. [39] : p.93
Las 1.786 hectáreas que ocupará la planta están arrendadas a la Nación Navajo. [60]
Los derechos de paso y servidumbres en tierras tribales, permitidos bajo una concesión del Título 25 del Código de los Estados Unidos, Sección 323, incluyen el sitio de la planta, 78 millas de derecho de paso de ferrocarril que cubren 1309 acres y 96 millas de derecho de paso de línea de transmisión que cubren 3850 acres. [60] [62] [63] [64] [65] [66]
Los pagos anuales de arrendamiento a la Nación Navajo fueron de $608,000 en 2012. [67] [68] [69] : p.22 [70]
Las tarifas por permisos aéreos pagadas a la EPA de la Nación Navajo fueron de aproximadamente $400,000 por año. [39] : p.100
Los impuestos sobre la propiedad pagados al estado de Arizona ascendieron a unos 4,8 millones de dólares al año. Desde 2011, también se han realizado pagos en lugar de impuestos a la Nación Navajo por la mitad de la tasa impositiva de Arizona, o unos 2,4 millones de dólares al año. [71]
Los propietarios de la planta y la Nación Navajo negociaron los términos para una extensión de 25 años del contrato de arrendamiento original que finalizó en diciembre de 2019. Los pagos de arrendamiento propuestos bajo el contrato de arrendamiento extendido aumentarían a $ 9 millones por año a partir de 2020. Los términos también incluyen "Pagos adicionales" en lugar de impuestos y otra compensación, comenzando con $ 10 millones por año después de la aprobación de la tribu y aumentando a $ 34 millones en 2020, aunque prorrateados si una o más unidades se retiran o se reduce la calificación de forma permanente. [71] Los términos de pago, expresados en dólares de 2011, se ajustarían anualmente en función del índice de precios al consumidor (IPC). Debido a los ajustes del IPC, se había proyectado que los pagos reales para 2020 rondarían los $ 52 millones / año. [72] : p.8 A partir de 2013, se anticipó que el permiso para operar como una planta convencional a carbón se otorgaría hasta el 22 de diciembre de 2044. [4] Debido a que el nuevo contrato de arrendamiento no fue aprobado, la estación cerraría a fines de 2017 si se espera que el desmantelamiento finalice antes del final del contrato de arrendamiento original en 2019. [3]
La mina Kayenta tiene 430 empleados y paga alrededor de 47 millones de dólares por año en salarios totales.
Las regalías por el carbón se pagan al 12,5% de los ingresos brutos, como en las tierras federales de BLM. [73] Las regalías y otros pagos mineros ascienden a unos 50 millones de dólares al año, 37 millones de dólares pagados a la Nación Navajo y 13 millones de dólares a la tribu Hopi. [39] : pV, 95
Los pagos de NGS y Kayenta Mine en 2012 representaron aproximadamente una cuarta parte de los ingresos de la Nación Navajo y el 65% de los ingresos de la Tribu Hopi. [74] : p.6 [75] : p.24 Los miembros de las tribus nativas americanas, principalmente navajos, representan el 83% de los empleados de la planta y el 93% de los empleados de la mina, lo que resulta en alrededor de 850 puestos tribales directos. [39] : p.93
Indirectamente, las operaciones de la planta y la mina sustentan el equivalente a unos 1.600 puestos de trabajo a tiempo completo. [39] : p. IV, 106 Con el aumento de los pagos de arrendamiento y regalías, para 2020 se esperaba que la planta y la mina generaran más de 2.100 empleos indirectos solo para la Nación Navajo, si las tres unidades continuaban funcionando. [72] : p. 1
Se esperaba que el impacto económico acumulado en el estado de Arizona en su conjunto durante el período 2011-2044 fuera de 20 mil millones de dólares en producto estatal bruto, o alrededor de 330 millones de dólares por año en ingresos disponibles y 20 millones de dólares por año en ingresos fiscales estatales, suponiendo también que las tres unidades siguieran funcionando. [76] : p.23
Los efectos regionales de la instalación de SCR y filtros de mangas incluirían un aumento de las tarifas de agua de CAP de hasta un 32% para los usuarios agrícolas y las tribus indígenas. Si la planta cerrara, se esperaba que esas tarifas aumentaran hasta un 66%. [39] : pV, 68
En 2012, la NGS y la Autoridad Tribal de Servicios Públicos Navajo (NTUA) formaron una asociación para extender el suministro eléctrico a 62 hogares en la zona que rodea a la cercana comunidad de LeChee. Dado que los participantes de la NGS no tienen jurisdicción para suministrar electricidad en la reserva (esa autoridad pertenece únicamente a la NTUA), la NGS y la NTUA financiarían conjuntamente el proyecto, y la NTUA lo construiría. [77]
El agua utilizada por la planta se obtiene de la asignación anual de Arizona de 50.000 acres-pies de agua de la cuenca superior del río Colorado a través del Contrato de Servicio de Agua N.º 14-06-400-5003 con la Oficina de Recuperación de los EE. UU. y el permiso A-3224 del Departamento de Recursos Hídricos de Arizona. [59] : p.3 [78]
La tarifa de pago del agua había sido de 7 dólares por acre-pie, lo que se traducía en pagos a los EE. UU. de unos 180.000 dólares al año. [79] : p.7 Se había previsto que los pagos aumentaran a 90 dólares por acre-pie en 2014, o unos 2,4 millones de dólares al año. En comparación, las tarifas y los arrendamientos del agua en la región de Four Corners suelen ser de entre 40 y 155 dólares por acre-pie. [80] [81] [82] [83]
La producción de la central generadora Navajo es la siguiente. [84]
La central generadora Navajo apareció ampliamente en una de las secuencias de la película Koyaanisqatsi de 1982 .
El exceso de gas natural barato que arrasa el país ha hecho que la electricidad de la planta sea más cara que simplemente comprar energía de plantas alimentadas con gas natural.
{{cite book}}: Mantenimiento de CS1: otros ( enlace )La electricidad producida en NGS es actualmente más cara que la electricidad comprada en el mercado spot mayorista.
{{cite web}}: |author=tiene un nombre genérico ( ayuda ) [ enlace muerto permanente ]Mantenimiento de CS1: varios nombres: lista de autores ( enlace )