La Estación Generadora Navajo era una central eléctrica de carbón de 2,25 gigavatios (2250 MW ) ubicada en la Nación Navajo , cerca de Page , Arizona , Estados Unidos . Esta planta suministraba energía eléctrica a clientes de Arizona, Nevada y California . También proporcionó la energía para bombear agua del río Colorado para el Proyecto Arizona Central , suministrando alrededor de 1,5 millones de acres-pies (1,85 km 3 ) de agua anualmente al centro y sur de Arizona. A partir de 2017, se anticipó el permiso para operar como una planta de carbón convencional hasta 2017-2019, [3] y hasta el 22 de diciembre de 2044, si se prorroga. [4] Sin embargo, en 2017, los operadores de servicios públicos de la central eléctrica votaron a favor de cerrar la instalación cuando expire el contrato de arrendamiento en 2019. [5] [6] En marzo de 2019, la Nación Navajo puso fin a los esfuerzos para comprar la planta y continuar ejecutándola. después de que expire el contrato de arrendamiento. [7]
El 18 de noviembre de 2019 la planta cesó la generación comercial. Se prevé que el desmantelamiento total del sitio tardará aproximadamente tres años. [8] El 18 de diciembre de 2020, las tres chimeneas fueron demolidas. [9]
En las décadas de 1950 y 1960, existía la necesidad de nueva generación eléctrica en el suroeste para suministrar energía a las crecientes poblaciones del sur de California, Arizona y Nevada. La Oficina de Reclamación de EE.UU. también necesitaba una gran fuente de energía para hacer funcionar las bombas del proyecto planificado de Arizona Central (CAP).
Inicialmente se consideraron varios proyectos de energía para satisfacer estas necesidades, en particular 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, más vigorosamente, 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 (1,300 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 de una fuente confiable de agua superficial para enfriamiento. La cercana ciudad de Page y la autopista US 89 proporcionaron la infraestructura existente para respaldar la construcción y operación del proyecto. El contrato de ingeniería y construcción se adjudicó a Bechtel Corporation , que comenzó la construcción en el sitio 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 de dólares.
Entre 1977 y 1990, tras las enmiendas a 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 trazador intensivo de neblina invernal (WHITEX) y el Estudio de visibilidad de la estación generadora Navajo (NGSVS). Esos estudios indicaron que controlar las emisiones de dióxido de azufre (SO 2 ) podría mejorar el alcance visual en invierno en el Gran Cañón entre un 2% y un 7%, lo que llevó a la EPA a proponer una regla que exigía que NGS redujera las emisiones de SO 2 en un 70%.
Sin embargo, NGS y los grupos ambientalistas negociaron un enfoque que lograría un mayor grado de mejora a un costo menor. Estuvieron de acuerdo y recomendaron un requisito de una reducción del 90% en las emisiones de SO 2 basado en un promedio anual, y la instalación se completará en 1999. La EPA aceptó la recomendación e implementó esas condiciones en su regla final. [12]
La tecnología seleccionada para la desulfuración de gases de combustión (FGD) fueron depuradores húmedos de SO 2 con oxidación forzada. Stone & Webster, la firma de arquitectos e ingeniería encargada del proyecto de la fregadora, 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 del depurador fue de aproximadamente 420 millones de dólares.
Durante las revisiones de primavera realizadas entre 2003 y 2005, los precipitadores electrostáticos fueron completamente vaciados y reconstruidos para lograr confiabilidad y rendimiento óptimo. Las placas colectoras originales y los electrodos de alambre pesados fueron reemplazados por placas colectoras mejoradas y electrodos de descarga rígidos. El equipo de control fue reemplazado por controles de voltaje automáticos y rappers mejorados. [14]
En 2007, se llevó a cabo 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 la neblina de la Ley de Aire Limpio , aunque no había requisitos de reducción (NO x ) para los NGS en ese momento. El análisis concluyó que los quemadores de bajo NOx con aire de sobrefuego separado (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 SOFA de bajo NOx en las unidades 3, 2 y 1 durante interrupciones de ocho semanas entre febrero y 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 del gas natural ($32/MWh) cayeron por debajo del costo de la energía del carbón para NGS ($38/MWh). y la producción de NGS disminuyó. [17] [3] [18] Los propietarios exigen que un nuevo propietario potencial (como la Nación Navajo) asuma la responsabilidad de 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 enfriamiento de ciclo cerrado y equipo de control ambiental.
Las calderas eran generadores de vapor de tipo recalentamiento, de tiro balanceado, de encendido tangencial , suministrados por Combustion Engineering . Diseñada para funcionamiento supercrítico , cada caldera suministraba 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 directamente acoplada a un generador y diseñada para girar a 3600 rpm.
El vapor descargado de las turbinas entró en un condensador donde el agua que circula a través de los tubos lo enfría y lo condensa, produciendo un vacío que maximiza la caída de presión a través de la turbina. El calor captado por el agua en circulación se eliminó mediante evaporación en seis torres de enfriamiento de flujo cruzado de tiro inducido (dos por unidad). La planta utilizó alrededor de 26.000 acres-pie (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 agua de refrigeración y operación de depuración; ver apartado #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 fue transportado 75 millas desde los silos de la mina hasta la planta por el Ferrocarril Black Mesa y Lake Powell , que es propiedad de la planta y está operado por ella. Las características del carbón en 2011 incluyeron 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 775 pies (236 metros) de altura , catalogadas entre las estructuras más altas de Arizona . Las pilas se construyeron con hormigón armado y sostenían un revestimiento metálico interno. Las chimeneas originales de la planta fueron demolidas a finales de la década de 1990 después de ser reemplazadas por chimeneas de mayor diámetro y la misma altura, lo que hizo que la planta tuviera hasta seis chimeneas visibles durante un tiempo. [23] [24]
Se requirió que las nuevas chimeneas acomodaran los gases de combustión más fríos saturados con vapor de agua que resultaban cuando se agregaban depuradores húmedos de SO 2 .
La planta tenía una capacidad nominal neta de 2250 MW o 750 MW netos por unidad, y la potencia nominal salía de la planta a través de las líneas de transmisión. La capacidad bruta fue de 2409,3 (MW) o 803,1 MW por unidad, la potencia nominal de salida del 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 aporte 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, dando 33 % eficiencia. [22]
Las partículas de cenizas volantes se eliminaron de los gases de combustión mediante precipitadores electrostáticos (ESP) del lado caliente y depuradores de SO2 . Los ESP, 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 ESP.
Las emisiones de dióxido de azufre (SO 2 ) se controlaron mediante depuradores húmedos de oxidación forzada. Los depuradores consistían en dos recipientes absorbentes de flujo a contracorriente en cada unidad, que utilizaban pulverizadores de lechada de piedra caliza para eliminar más del 92% del SO 2 de los gases de combustión. [20] Los tres depuradores en total consumieron alrededor de 24 MW de energía y utilizaron 130.000 toneladas de piedra caliza y 3.000 acres-pie (3.700.000 m 3 ) de agua por año, produciendo 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] : pág.4
Las emisiones de óxido de nitrógeno se controlaron en el proceso de combustión mediante el uso de quemadores SOFA de bajo NO x . 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 NO x en aproximadamente 14.000 toneladas por año, o más del 40%.
Las partículas finas que miden 2,5 micrómetros o menos ( PM2,5 ), preocupantes por su posible efecto sobre la salud y la visibilidad, resultan principalmente de reacciones de SO 2 y NO x en la atmósfera para formar aerosoles de sulfato y nitrato. Los límites de permiso combinados de NGS para estos precursores han sido de 0,34 libras por millón de unidades térmicas británicas (0,53 kg / MWh ), menos que el 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 ( 0,45kg/MWh). [28]
Las emisiones de dióxido de carbono (CO 2 ) de NGS fueron las séptimas más altas de todas las instalaciones de EE. UU. en 2015, en gran parte como resultado de la cantidad de energía que producían. Sin embargo, ese mismo año, sus emisiones de CO 2 por unidad de energía generada fueron inferiores al 75% de todas las centrales eléctricas de carbón de Estados Unidos. Las bajas emisiones de CO 2 por producción eléctrica de la planta , en comparación con otras plantas alimentadas con carbón, fueron atribuibles a una tasa de calor relativamente baja combinada con el uso exclusivo de carbón bituminoso, que genera menos CO 2 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 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 diariamente, 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 enfermedades pulmonares) también son raros en estos condados a pesar de los altos niveles naturales de fondo en Intermountain West . El condado de Coconino, con la mayor incidencia, tiene un promedio de menos de dos días insalubres por año, que ocurren entre marzo y junio, lo que sugiere una correlación con las intrusiones primaverales de ozono estratosférico. [37] [38] Es poco probable que las emisiones de NGS hayan contribuido a la alta ocurrencia de ozono, ya que la planta está ubicada en la frontera 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 informó cualquier día con niveles de ozono nocivos para la salud. [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 de un 10 por ciento más bajas que las del Gran Cañón. [40] : pág.8
Los niveles de dióxido de nitrógeno (NO 2 ) en el área de Page promedian alrededor de 3 ppb, un 94 por ciento menos que el estándar NAAQS de 53 ppb. Los niveles de monóxido de carbono (CO) también han estado muy por debajo de los estándares. [40] : pág.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 SO 2 y quemadores de bajo NO x -SOFA. [41] Los niveles medios anuales de PM2,5 en el área de Page son aproximadamente 3 microgramos/metro cúbico (μg/m 3 ), una cuarta parte del estándar NAAQS de 12 μg/m 3 y tan bajo o inferior que el nivel más limpio de EE. UU. ciudades incluidas en la lista de la Organización Mundial de la Salud. [42] : pág.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 SOFA de bajo NOx . [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, Monumentos Nacionales Wupatki). La visibilidad en el área de Page/Glen Canyon tiene un promedio de 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. contiguos (la escala DV es cercana a cero para una atmósfera prístina, con un cambio de un decivista es un cambio apenas notable.) [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 preocupación 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 La deposición atmosférica, además, representa sólo una parte de la carga de mercurio, gran parte procedente de depósitos geológicos naturales. La erosión natural de las rocas en la cuenca del río Green , por ejemplo, contribuye por sí sola con alrededor del 40% de la carga de mercurio en el lago Powell. [48]
El Estándar de Mercurio y Tóxicos del Aire (MATS) de la EPA que entró en vigor en 2015 requería 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) en términos brutos. [49]
El 4 de enero de 2013, el Departamento del Interior , la EPA y el Departamento de Energía anunciaron planes para desarrollar conjuntamente un plan para el futuro de la planta que mantenga sus beneficios energéticos, hídricos y económicos. El plan describiría inversiones a corto plazo en la planta para cumplir objetivos ambientales y 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 del BART para reducir aún más las emisiones de NOx :
La Agencia de Protección Ambiental (EPA) propone un plan de implementación federal (FIP) de fuente específica que requiere que la Estación Generadora Navajo (NGS), ubicada en la Nación Navajo, reduzca las emisiones de óxidos de nitrógeno (NO X) bajo la Mejor Modernización Disponible. Disposición de tecnología (BART) de la Ley de Aire Limpio (CAA o Ley) para reducir el deterioro de la visibilidad resultante de NGS en 11 parques nacionales y áreas silvestres. NGS, construida hace más de 35 años, es la central eléctrica de carbón más grande de Occidente 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 NGS también se utiliza para alimentar el Proyecto Arizona Central, que suministra agua superficial a tres condados y numerosas tribus indias de Arizona. Se proyecta que NGS continúe operando al menos hasta 2044. La EPA propone exigir que NGS logre una reducción de casi el 80 por ciento de su actual tasa general de emisiones de NO X. Nuestro análisis indica que la instalación de controles para lograr esta reducción daría como resultado una mejora significativa de la visibilidad que está bien equilibrada 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 acuerdos de agua con varias tribus, la EPA propone 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 a lo largo del tiempo y que puede haber cambios en la demanda, el suministro de energía u otros desarrollos en las próximas décadas que pueden cambiar la generación de electricidad en la Nación Navajo. La EPA fomenta una discusión pública sólida sobre nuestra determinación y alternativa de BART propuesta, las alternativas adicionales descritas en este documento y otros enfoques posibles. La EPA está preparada para emitir una propuesta complementaria si se identifica que enfoques distintos a la determinación propuesta por BART o la alternativa propuesta articulada en este aviso satisfacen los requisitos de la Ley de Aire Limpio y satisfacen las necesidades de las partes interesadas. La EPA se compromete a continuar 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 nuestra nación. [51]
El fallo exigiría que la planta reduzca las emisiones de NOx a no más de 0,055 libras por millón de unidades térmicas británicas (85 g / MWh ) para 2023, lo que exigiría la instalación de equipos de reducción catalítica selectiva (SCR). Los SCR necesitarían reducir los NOx en aproximadamente 15.000 toneladas por año. Junto con los quemadores Low-NO x existentes , la reducción total sería de aproximadamente 29.000 toneladas por año por debajo de los niveles de 2008. [52]
Los SCR utilizarían un catalizador y amoníaco para reaccionar con NOx y formar nitrógeno diatómico y agua. Los SCR también aumentarían los niveles de neblina de ácido sulfúrico al hacer que el SO 2 se oxidara a SO 3 . Los altos niveles de ácido sulfúrico podrían requerir inyección de sorbente seco (DSI), un sistema que inyecta un sorbente en polvo como trona para absorber la niebla ácida, y la adición de casas de bolsas y ventiladores de refuerzo para capturar las partículas resultantes. [53] : páginas 1-1, 3-8
Se espera que la construcción de SCR sin cámara de filtros cueste alrededor de $600 millones y alrededor de $12 millones por año para operar y mantener. La construcción de SCR con cámaras de filtros costaría alrededor de $1.1 mil millones de dólares y alrededor de $20 millones por año de operación y mantenimiento. [53] : páginas 9-4, 9-7
Los SCR por sí solos necesitarían alrededor de 15 MW para funcionar, lo que requeriría quemar 50.000 toneladas adicionales de carbón por año y aumentar las emisiones de CO 2 en 125.000 toneladas por año. Si también se necesitan cámaras de filtros, los sistemas necesitarían alrededor de 30 MW para funcionar, lo que requeriría 100.000 toneladas adicionales de carbón por año y aumentaría las emisiones de CO 2 en 250.000 toneladas por año. [53] : p.4–8 La operación también consumiría unas 40.000 libras de amoníaco anhidro al día. [53] : pág.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 puedan invertir en SCR, tendrán que resolver el contrato de arrendamiento del sitio, los derechos de paso para el ferrocarril, las líneas de transmisión y 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 centrales eléctricas alimentadas con 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 y planea vender su participación para 2019. La extensión del contrato de arrendamiento de la planta con la Nación Navajo requiere la aprobación del Secretario del Interior , quien no puede aprobarlo hasta que se requieran evaluaciones ambientales. por la Ley de Política Ambiental Nacional (NEPA) y la Ley de Especies en Peligro (ESA). El contrato de arrendamiento actual expiró en 2019 y se espera que las evaluaciones ambientales demoren unos cinco años en completarse.
Después de que la EPA emitió una propuesta de regla BART [51], solicitó aportes de las partes interesadas: el Departamento del Interior , el Proyecto de Arizona Central , la Nación Navajo , la Comunidad India del Río Gila , el Proyecto del Río Salt , el Fondo de Defensa Ambiental y el Fondo de Defensa Ambiental. Defensores de Recursos que, 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 norma 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]
NGS se construyó con uno de los primeros sistemas de descarga cero de líquido (ZLD) en una planta de energía, recuperando toda la purga y escorrentía de la torre de enfriamiento de las áreas desarrolladas del sitio. El agua residual se procesa 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 vendió alrededor de 500.000 toneladas de cenizas volantes por año para su uso en la fabricación de hormigón y productos de construcción de bloques aislantes Flexcrete. [58] Las cenizas de fondo y el yeso, un subproducto de la operación del depurador, se deshidratan en el proceso de eliminación; y, junto con las cenizas volantes que no se vendieron, se depositaron en vertederos en el sitio como sólidos.
El contrato de manejo de cenizas de la planta requería que las cenizas depositadas en vertederos estuvieran cubiertas con un mínimo de dos pies de suelo nativo al momento del cierre, y tuvieran un contorno que contuviera un evento de escorrentía de tormenta de 100 años para evitar la erosión, aunque el contrato de arrendamiento original solo había especificado cubrirlas con seis pulgadas de suelo nativo. [59] : p.11 [60] : p.35
Los beneficios económicos de la planta resultaron de los salarios de NGS y los arrendamientos de sitios, así como de los salarios y regalías de Kayenta Mine 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 arrendamientos y regalías.
La mayoría de los propietarios de NGS no planeaban mantener la planta en funcionamiento más allá de 2019, porque la electricidad alimentada con gas natural es una tendencia nacional más barata. La Nación Navajo ha solicitado al gobierno federal que mantenga abierta la planta y preserve los empleos navajos. Esto probablemente requeriría una relajación de los estándares de emisiones y/o subsidios directos. [61]
NGS tenía 538 empleados y pagaba alrededor de 52 millones de dólares al año en salarios totales. [39] : pág.93
Los 1.786 acres del sitio de la planta se alquilan a la Nación Navajo. [60]
Los derechos de paso y servidumbres en tierras tribales, permitidos bajo una concesión 25 USC §323, incluyen el sitio de la planta, 78 millas de derecho de paso del ferrocarril que cubren 1,309 acres y 96 millas de derecho de paso de la línea de transmisión que cubre 3.850 hectáreas. [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 de permisos aéreos pagadas a la EPA de la Nación Navajo ascendieron a unos 400.000 dólares al año. [39] : pág.100
Los impuestos a la propiedad pagados al estado de Arizona ascendieron a unos 4,8 millones de dólares al año. Desde 2011, también se han pagado pagos en lugar de impuestos a la Nación Navajo a la mitad de la tasa impositiva de Arizona, o alrededor de $2,4 millones por año. [71]
Los propietarios de las plantas y la Nación Navajo negociaron 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 arrendamiento extendido aumentarían a $9 millones por año a partir de 2020. Los términos también incluyen 'Pagos adicionales' en lugar de impuestos y otras compensaciones, comenzando en $10 millones por año luego de la aprobación de la tribu y aumentando a $34 millones en 2020, aunque prorrateado si una o más unidades se retiran o se reducen permanentemente. [71] Las condiciones de pago, expresadas en dólares de 2011, se ajustarían anualmente sobre la base del índice de precios al consumo (IPC). Debido a los ajustes del IPC, se había proyectado que los pagos reales para 2020 rondarían los 52 millones de dólares al año. [72] : p.8 A partir de 2013, se anticipó el permiso para operar como una planta de carbón convencional 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 el desmantelamiento deberá finalizar al finalizar el contrato de arrendamiento original en 2019. [3]
La mina Kayenta tiene 430 empleados y paga alrededor de 47 millones de dólares al año en salarios totales.
Las regalías del 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 tribales nativos americanos, principalmente navajos, constituyen 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] : pág.93
Indirectamente, las operaciones de plantas y minas sustentan el equivalente a unos 1.600 puestos de tiempo completo. [39] : p.IV, 106 Con mayores pagos de arrendamiento y regalías, se esperaba que para 2020 la planta y la mina generaran más de 2,100 empleos indirectos solo para la Nación Navajo, si las tres unidades continuaran funcionando. [72] : pág.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 en producto estatal bruto, o alrededor de $330 millones por año en ingresos disponibles y $20 millones por año en ingresos fiscales estatales, también suponiendo que las tres unidades continuaran funcionando. [76] : pág.23
Los efectos regionales de la instalación de SCR y cámaras de filtros incluirían un aumento de las tarifas de agua de CAP hasta en un 32% para los usuarios agrícolas y las tribus indias. Si la planta cerrara, se esperaba que esas tarifas aumentaran hasta un 66%. [39] : pV, 68
En 2012, NGS y la Autoridad Tribal de Servicios Públicos Navajo (NTUA) formaron una asociación para extender la energía eléctrica a 62 hogares en el área que rodea la cercana comunidad de LeChee. Dado que los participantes de NGS no tienen jurisdicción para suministrar electricidad en la reserva (esa autoridad pertenece únicamente a la NTUA), NGS y la NTUA financiarían conjuntamente el proyecto, y la NTUA lo construiría. [77]
El agua utilizada por la planta proviene de la asignación anual de Arizona de 50,000 acres-pie de agua de la cuenca superior del Río Colorado a través del Contrato de Servicio de Agua No. 14-06-400-5003 con la Oficina de Reclamación de EE. UU. y el permiso A- del Departamento de Recursos Hídricos de Arizona. 3224. [59] : pág.3 [78]
La tasa de pago del agua había sido de 7 dólares por acre-pie, lo que se tradujo en pagos a Estados Unidos de unos 180.000 dólares al año. [79] : p.7 Se fijó que los pagos aumentarían a 90 dólares por acre-pie en 2014, o alrededor de 2,4 millones de dólares al año. En comparación, las tarifas y arrendamientos del agua en la región de Four Corners suelen ser de $40 a $155 por acre-pie. [80] [81] [82] [83]
La producción de Navajo Generating Station es la siguiente. [84]
La estación generadora Navajo apareció extensamente en una de las secuencias de la película Koyaanisqatsi de 1982 .
El exceso de gas natural barato que azota al 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 CS1: otros ( enlace )La electricidad producida en NGS es actualmente más cara que la electricidad comprada en el mercado al contado mayorista.
{{cite web}}: |author=tiene nombre genérico ( ayuda ) [ enlace muerto permanente ]Mantenimiento CS1: varios nombres: lista de autores ( enlace )