Michigan’s Alternative Energy Portfolio Standard: A Climate Change Solution? 

   AOSS/NRE480 Winter 2010   Maggie Allan Evan Oswald Meghan Reynard Yoichi Shiga  

Page | i  

 EXECUTIVE SUMMARY  In October 2008, Michigan enacted an alternative energy portfolio standard (AEPS), the Clean Renewable and Energy Efficient Act of 2008 (PA 295).  PA 295 requires the state's investor‐owned utilities, alternative retail suppliers, electric cooperatives and municipal electric utilities to generate 10% of their retail electricity sales from renewable energy resources by 2015.  Currently, renewable sources provide only approximately 3 percent of Michigan’s total electric generation.  The electricity consumption is presently the largest contributor of greenhouse gas (GHG) emissions, and it is projected to continue to be the largest contributor to emissions growth.  As a result, renewable energy generation has the potential to contribute significantly to climate change mitigation in Michigan.   Under Michigan’s AEPS, a utility provider may meet the renewable requirements using any combination of eligible renewable energy resources, which include: biomass, solar, wind, hydroelectric, geothermal, municipal solid waste (MSW), and landfill gas (LFG).  This report first evaluates the renewables eligible under Michigan’s AEPS based on the following criteria: technology, existing and potential operation in Michigan, environmental and climate impacts, and additional considerations such as economic benefits, job creation potential, public health, and tradeoffs with other technologies.  The report then analyzes the results of the evaluation using a 5‐part framework that compares and contrasts the characteristics of each renewable in terms of: cost, potential to scale, temporal considerations, climate impacts, and other environmental factors.    Eligible Renewable Technologies Biomass energy contributes 46% of the renewable energy produced in Michigan.  Energy from biomass is derived from the burning seasonal plant growth, such as residual wastes from the lumber industry.  The CO2 emissions from biomass energy re considered "carbon neutral" because they are part of the active carbon cycle.   Biomass electricity generation is limited to areas near its fuel source because of the significant transportation costs, and capped at 50 MW of capacity, thus requiring construction of new plants to scale up.  There are fairly significant emissions of particulate matter, non‐methane hydrocarbons, organic matter, CO, nitrogen compounds and soot.  These have implications for acidic rains, tropospheric ozone, and public health impacts.  Solar technology extracts the sun’s energy, either directly in photovoltaic cells or by concentrating the light in order to create a steam.  Distributed generation is the most common solar energy in Michigan and can count toward the AEPS when purchased back by the power company.  Future technological advancements may overcome the lack of intensity and wattage hours of the direct sunlight, which currently preclude solar concentrating plants from the state.  Emissions from solar plants are negligible over the lifetime of the plant; however, manufacturing is energy intensive.  Geothermal electric generation uses the earth’s heat to generate or extract steam, which in turn generates electricity.  While technological advancements have allowed for geothermal 

Page | ii  

power plants far from tectonically active regions, there still must be further advancements for significant electricity generation in Michigan.  Siting exploration requires significant upfront expenditure.  Emissions of seeped gasses, mainly CO2, do occur but are variable and at least an order of magnitude less than conventional power plants.    Wind turbines extract energy directly from winds.  Wind energy has comparatively low start up costs, high job creation potential, and zero emissions of pollutants, including greenhouse gases.  The Great Lakes and shorelines offer significant wind potential, but public opposition and potential wildlife impacts limit the total capacity that can be developed. Wind energy additionally has distributed generation potential.  Hydroelectric dams currently contribute 36% of Michigan's renewable energy generation and have negligible emissions.  There are 2,500 dams in Michigan, with 114 currently generating electricity and roughly 600 available for re‐commissioning.  Dams face a number of political, environmental, licensing and cost obstacles. Only upgrades and repairs to existing dams are eligible under Michigan’s AEPS.  Incineration of MSW generates electricity.   In addition to CO2, emissions generated include nitrogen oxides (NOx), acid gases (HCl, SO2), CO, particulates, and trace amounts of toxic pollutants including mercury and dioxins, which contribute to environmental and human health impacts.  Michigan’s AEPS does not allow for new incinerator construction despite Michigan’s growing domestic and imported MSW volumes.   Decomposition of solid waste in landfills produces LFG that can be captured and burned to generate electricity.  LFG is a significant contributor to annual CH4 emissions, and the transformation of CH4 to CO2 (a less potent GHG) during combustion results in a reduction of GHG emissions.  The emissions include seepage of CH4 and CO2, acid rain and tropospheric ozone precursors.    Assessment of Eligible Renewables The eligible renewables vary significantly in terms of time, cost, potential to scale, and their impact on climate and the environment.  The optimal renewable portfolio that any given utility will seek depends largely on the interests and goals of that utility.  Time – Wind energy is best suited to meet the near term AEPS requirements, but increased biomass burning and LFG efficiency improvements are also possible on the short time scales.  The technological improvements needed for significant solar and geothermal electricity generation in Michigan makes them a long term option.    Costs ‐ Wind energy has low costs per energy generated, as does burning or anaerobic decomposition of solid waste products.  On the high end, solar thermal plants and, to a lesser extent, biomass incinerators are costly.    Scale – Wind energy, particularly offshore generation, has the greatest potential to scale up, but hydroelectric has significant potential as well.  The number of feasible landfills limits 

Page | iii  

LFG energy.  Even with technological advances, both solar and geothermal energy have limited physical potential in Michigan.  Global Climate ‐ There are negligible emissions from solar, wind, and hydroelectric power generation, as well as relatively low emissions from geothermal.  Conversely, the burning of MSW and landfill CH4 give off relatively large amounts of CO2, although those from LFG energy are considered a net reduction in GHG emissions. Burning of biomass emits more CO2 than coal, but is considered carbon neutral.    Environmental ‐ Solar and wind have minimal environmental impacts with zero harmful emissions of atmospheric pollutants.  On the other hand, biomass and MSW combustion both emit particulate matter, NOx and tropospheric ozone precursor hydrocarbons, with the later also emitting toxic gases and SOx.  Conclusions The effects of Michigan’s AEPS beyond increased renewable energy generation will depend on the particular technologies selected by power providers.  With regard to climate change mitigation specifically, the AEPS is undoubtedly a significant first step; however, the estimated future emissions reductions from the act amount to less than 1% of emissions in 2025. Therefore, additional policies are necessary to build a robust Michigan climate change solution.  

Page | 1

1.0 PURPOSE AND SCOPE OF ASSESSMENT  The Renewable Energy Portfolio Standard (RPS) is the most commonly‐used means of promoting renewable electricity in the United States.  Sometimes referred to as an Alternative Energy Portfolio Standard (AEPS) or Renewable Energy Standard (RES), an RPS requires a certain percentage of a utility’s power plant capacity or generation to come from renewable or alternative energy sources by a certain date. According to the U.S. Department of Energy (DOE), 31 states plus the District of Columbia have either a mandatory or voluntary RPS mandate in place.1   Climate change is often not the primary motivation behind an RPS.  Goals of an RPS may include energy diversification and security, increased private investment in renewable energy, job creation, and improved air quality.  Regardless of the express legislative intent, increased use of renewable and alternative energy does have the potential to significantly reduce greenhouse gas (GHG) emissions that contribute to climate change.  Indeed, the power sector is estimated to be responsible for 39% of GHG emissions in the U.S.2   As a policy, an RPS offers the advantage of virtually assuring a pre‐determined quantity of renewable energy generation.  In contrast, it remains more difficult to discern the actual GHG reductions from an RPS.  An RPS requires the production of a certain amount of renewable energy, but it does nothing to reduce overall energy demand.  Additionally, the net effects of the RPS are dependent upon the specific types of non‐renewable technologies are displaced and which technologies qualify as renewable.  An RPS also may concentrate activity in certain renewable technologies, which may differ from other renewables in their total life cycle reduction of GHG emissions, cost effectiveness, and effects on the economy, health, and other factors.  In October 2008, Michigan enacted an AEPS.  The Clean Renewable and Energy Efficient Act of 2008 (PA 295) requires the state's investor‐owned utilities, alternative retail suppliers, electric cooperatives and municipal electric utilities to generate 10% of their retail electricity sales from renewable energy resources by 2015.  The two largest producers also are required to generate a total of 1100 MW of new renewable energy by 2015.3  The act facilitates implementation of the AEPS by developing tradeable renewable energy credits, “RECs”. Therefore, an electricity retailer can meet its renewable obligation by generating renewable energy itself and keeping the associated credits, purchasing renewable energy bundled with credits from others, or purchasing renewable energy credits sold separately.  In light of these considerations, the purpose of this report to review and assess the renewable technologies available under Michigan’s AEPS with a particular focus on climate change mitigation.  Specifically, this report:  

1) Considers the current electricity generation and greenhouse gas emissions context in Michigan; 

Page | 2

2) Evaluates all of the renewable energy sources eligible under Michigan’s AEPS in terms of the technology, existing and potential operation in Michigan, environmental and climate impacts, and other additional considerations; 

3) Analyzes the results of the evaluation using a 5‐part framework that compares and contrasts the characteristics of each renewable in terms of cost, potential to scale, temporal considerations, climate impacts, and other environmental factors. 

4) Quantifies the projected effect of the current AEPS standard on Michigan’s GHG emissions. 

 2.0 STATUS OF ENERGY AND RENEWABLES IN MICHIGAN   2.1 Electricity Generation  Michigan ranks as the 12th state in total net electricity generation.4 Electricity generation is dominated by steam units, primarily based on coal and nuclear, and some additional generation from natural‐gas fired units.  Renewable sources provide approximately 3 percent of total electric generation.  Table 1 shows the breakdown of in‐state electricity generation by source.  Table 1: Electric Power Industry Generation by Primary Energy Source, 2008 

 2.2 Renewable Energy  The most recent data published by the U.S. Energy Information Administration (EIA) indicate that in 2007 Michigan ranked as the 22nd state for total renewable net generation (3,687 thousand MWh) and the 31st state for total net summer renewable capacity (638MW).5    Wood biomass and hydroelectric contribute the majority of Michigan’s renewable energy generation.  Municipal solid waste (MSW), landfill gas (LFG) and wind provide the remainder.  Table 2 and Figure 1 provide breakdowns of the total electricity generation by different renewable sources.   

  Megawatt hours  Percent Total Electric Industry  114,989,806  100.0     Coal  69,855,436 60.7    Petroleum  457,538 0.4    Natural Gas  9,602,037 8.4    Other Gases  264,407 0.2    Nuclear  31,484,428 27.4    Hydroelectric  1,364,378 1.2    Other Renewables  2,591,141 2.3    Pumped Storage  ‐915,502 ‐0.8    Other  285,942 0.2Source: U.S. Energy Information Administration, Form EIA‐923, "Power Plant Operations Report" and predecessor forms.  http://www.eia.doe.gov/cneaf/electricity/st_profiles/michigan.html

Page | 3

 Table 2: 2007 Michigan Renewable Electric Power Industry Statistics Generation   Thousand MWh 

Percent of  State Total 

Total Electricity Net Generation  119,301 100 Total Renewable Net Generation  3,687 3.1   Geothermal  ‐ ‐  Hydro Conventional  1,270 1.1   Solar  ‐ ‐  Wind  3 *  Wood/Wood Waste  1,692 1.4   MSW Biogenic/Landfill Gas  721 0.6   Other Biomass  1 *  * = Absolute percentage less than 0.05.   ‐ = No data reported. Sources: Generation: Energy Information Administration, Form EIA‐906, "Power Plant Report" and EIA‐920, "Combined Heat and Power Plant Report."  Figure 1: 2007 Renewable Electricity Generation by Renewable Energy Source 

 Source: Generation: Energy Information Administration, Form EIA‐906, "Power Plant Report" and EIA‐920, "Combined Heat and Power Plant Report."  2.3 Electricity Generation Contribution to Emissions  The Center for Climate Strategies finalized a GHG inventory report for the state of Michigan in 2008.  The report found that in 2005, Michigan contributed approximately 248 million metric tons (MMt) of gross CO2e emissions, which is equivalent to approximately 3.5% of U.S. gross GHG emissions.6 Future emissions, based on projections of electricity generation, 

Hydro Conventional

34%

Wind0.08%Wood/Wood Waste

46%

MSW Biogenic & Landfill Gas

20%

Other Biomass0.03%

Page | 4

fuel use and other GHG‐emitting activities for Michigan, are expected to grow to 292 MMtCO2e by 2025.7  The inventory reports that the electricity sector is the largest contributor to current emissions as well as historical and projected emissions growth.  In 2005, in‐state electricity generation was responsible for 29% of gross GHG emissions (approximately 71.4 MMtCO2e).  From 1990 to 2005, the sector was responsible for 74% of the state’s emissions growth.  In the future, the electric consumption sector is also projected to be the largest contributor to future emissions growth in Michigan.8  The historical and projected contributions of emissions from the electricity sector are illustrated in Figure 2.  Figure 2: Historical and Projected Michigan Gross GHG Emissions by Sector, 19902025 

 Source: Final Michigan Greenhouse Gas Inventory and Reference Case Projections, 1990‐2020, prepared by the Center for Climate Strategies for the Michigan Department of Environmental Quality, November 2008.   The inventory further divides emissions estimates for the power industry by primary energy source.  Of the approximately 71.4 MMt CO2e generated by in‐state electricity production in 2005, coal contributed the majority of emissions. Figure 3 illustrates the contribution of GHG emissions from each source.           

Page | 5

Figure 3: Greenhouse Gas Emissions by Energy Source, 2005  

 Note: Emissions per sector listed as MMtCO2e and percent of total; 71.4 MMtCO2e total Source: Generation: Energy Information Administration, Form EIA‐906, "Power Plant Report" and EIA‐920, "Combined Heat and Power Plant Report."   3.0 EVALUATION OF ELIGIBLE RENEWABLE ENERGY   Michigan’s AEPS identifies what types of energy are considered a “renewable energy resource.”9  These include: 

Biomass  Solar and solar thermal energy  Wind energy  Kinetic energy of moving water, including all of the following: 

Waves, tides, or currents  Water released through a dam 

Geothermal energy  Municipal solid waste  Landfill gas produced by municipal solid waste. 

 The following provides an evaluation of each eligible renewable.  Factors considered include: current technology, existing and potential operation in Michigan, environmental 

Coal67.795%

Natural Gas2.383%

Oil Products0.711%

Wood0.030% MSW/Landfill

Gas0.341%

Other0.160%

Page | 6

and climate impacts, and additional considerations such as economic benefits, job creation potential, public health, and tradeoffs with other technologies.    3.1 Biomass  3.1.1 Technology  Under Michigan’s AEPS, biomass is defined as “any organic matter that is not derived from fossil fuels, that can be converted to usable fuel for the production of energy, and that replenishes over a human, not a geological, time frame.”10 The main sources of biomass fuels include forest residues, agricultural crop residues, industrial residues, urban residues (yard waste) and short rotation “energy” crops. All of these sources, with the exception of short rotation crops, are considered waste products and would normally be disposed of in landfills, through open burning, or other unapproved practices, all of which emit GHGs and increase landfill content.   Biomass fuel sources can be converted into energy through several methods including direct‐combustion, gasification, and pyrolysis. Current power plants employ direct‐combustion; while at present, gasification and pyrolysis technologies are economically unfeasible, they have the potential to develop as a cleaner more efficient conversion method in the mid‐ to long‐term.  3.1.2 Potential in Michigan  Currently biomass energy contributes the largest percentage of renewable energy production in Michigan (46%). However, it still accounts for less than 2% of the total statewide energy production. Michigan has six biomass power plants with a total capacity of 173 MW. The potential biomass resources available in Michigan have been estimated by inventory studies and are shown by fuel type in Table 3. Using typical conversion rates, this quantity of biomass could amount to roughly six times the current biomass energy production. Refer to Table 4 for a comparison of current biomass derived energy to total renewable production in Michigan and potential biomass energy production.   Table 3: Michigan’s Potential Biomass Resources Type  Thousand Dry Tonnes/Year Crop Residue  3,586 Forest Residue  1,275 Urban Wood Residue  1,196 Secondary Mill Residue  86 Primary Mill Residue  1,314 (used), 41 (unused) Total  7498 *Potential Switchgrass on CRP Lands  *1,451 Source: Milbrant, A., A Geographic Perspective on the Current Biomass Resource Availability in the United State, Technical Report NREL/TP‐560‐39181, December 2005. 

Page | 7

Table 4: Michigan’s Potential Biomass Energy Michigan Renewable Energy  Thousand kWh Current Wood Derived Biomass Energy  1,682,504 Possible Wood Derived Biomass Energy* 23,247,949 Total Michigan Renewable Energy  3,793,896 *Assumes 45% moisture content, i.e. green wood    Source: Energy Information Administration/Renewable Energy Consumption and Electricity Preliminary Statistics, 2008.  3.1.3 Environmental and Climate Considerations  From a climate perspective, energy from biomass is essentially a carbon neutral process because the CO2 emitted during combustion is part of the active carbon cycle. Unlike fossil fuels which have been “out” of the carbon cycle for millions of years, biomass has captured CO2 during the life span of the organic growth process.  There are upstream anthropogenic CO2 costs attributed to biomass, such as from transportation and harvesting.  However, one study using life cycle analysis showed that despite these emissions, biomass power plants remain a net CO2 sink.11  It should be noted that these results were based on 600 MW of biomass energy produced by several small plants.  Refer to Figure 4 for an illustration of the modeled emissions sources and sinks.    Nevertheless, in comparison to coal combustion, the pollutants emitted from biomass combustion are significantly lower per unit of energy, with the exception of non‐methane hydrocarbons (NMHC).  Refer to Figure 5 for the comparison of emissions from average PC coal combustion to direct fire biomass.  Figure 4: Biomass Life Cycle Analysis 

 Source: Mann, M. K and Spath, P (2004).  Biomass Power and Conventional Fossil Systems with and without CO2 Sequestration – Comparing the Energy Balance, Greenhouse Gas Emissions and Economics, Prepared under Task No. BB04.4010.  

Page | 8

Figure 5: Coal, Natural Gas, and Biomass Emissions Profile 

  Source: Mann, M and P. Spath, “A Comparison of the Environmental Consequences of Power from Biomass, Coal and Natural Gas,” Presentation at the Energy Analysis Forum (Golden, CO, May 29‐30, 2002); online at www.nrel.gov/analysis/pdfs/m_mann.pdf.  3.1.4 Additional Considerations  Drawbacks of biomass energy are related to the characteristics and sources of the fuel source. One of the limiting factors in usable biomass fuels is transportation costs. Due to the low energy/high moisture content of the biomass, a power plant can only economically transport fuel from a fifty mile radius.12  Another consequence of the fuel constraints is that plant capacity is typically limited to 50 MW, with most plants averaging 10‐40 MW capacity. Plant capacity also limits efficiency and increases start‐up costs.13    There are also several additional benefits associated with biomass energy. First, biomass fuels offer energy security by using a local energy source that is not intermittent as in wind or solar. Biomass power plants promote decentralization, which can improve security by lessening the impacts of major outages. The number of jobs created per plant is higher than coal due to jobs from operations and transportation. 14  3.2 Solar and Solar Thermal Energy  3.2.1 Technology Solar energy utilizes the shortwave radiation from the sun to make electricity, either directly by using photovoltaic material or indirectly by using mirrors to concentrate sunlight and boil large amounts of water.  Photovoltaic (PV) plants have numerous cells or panels containing a solar photovoltaic material, typically made of some type of silicate that converts solar radiation into direct current electricity.  Solar PV plants today have capacities varying from 10‐60 MW although planned solar PV power stations have capacities of 150 

Page | 9

MW or more15.  PV cells are generally either thin film or crystalline.  Thin film solar has approximately 15% market share, while the other 85% is crystalline silicon.  Concentrated solar power (CSP) plants have numerous mirrors concentrating the suns power. Electrical power is produced when the concentrated light is directed onto photovoltaic surfaces or used to heat a transfer fluid to make a steam.  A solar power tower consists of an array of dual‐axis tracking reflectors that concentrate light on a central receiver atop a tower as compared to a parabolic trough which consists of a linear parabolic reflector that concentrates light onto a receiver positioned along the reflector's focal line.    3.2.2 Potential in Michigan  The majority of the solar energy produced in Michigan is through distributed generation, that is, privately owned solar PV systems.  These can in turn be used to sell energy back to the energy grid.  The Michigan Public Service Commission has recognized that commercial solar power plants in Michigan will require further technological advances; however, they did suggest expanding distributed generation programs and continuing to assess how more solar energy could be added to the state’s supply portfolio.16 Michigan is one of the states with the lowest direct, as opposed to diffuse, incoming solar radiation.17  This limitation is great enough that Consumers Energy, one of Michigan’s largest electricity providers, ruled it out completely in its 2009 Electric Generation Alternatives Analysis report assessing different options for expanding generation.  Interestingly enough, solar PV panels are less efficient the hotter they get and actually produce more power when it gets cooler. While the Southwest may get more hours of sun, the panels produce less voltage per peak hour because of the heat.   Ultimately, it is Michigan’s cloudiness that makes it a disadvantageous place to generate large amounts of electricity from the sun.  3.2.3 Environmental and Climate Considerations  Solar derived electricity has a negligible impact on the atmosphere.  Unlike fossil fuel based technologies, solar power does not lead to any harmful pollutants or GHG emissions during operation.  Production of the panels does lead to some amount of pollution, including GHG, criteria pollutant, and heavy metals emissions; however, production end‐wastes and emissions are manageable using existing pollution controls.  Life‐cycle analysis of more recent PV production data from 2004 – 2006 indicates that replacing grid electricity with central solar PV systems presents significant environmental benefits.  Specifically, thin‐film cadmium telluride PV, the solar technology with the fewest emissions, may amount to 89–98% reductions of GHG emissions, criteria pollutants, heavy metals, and radioactive species.18  Additionally, end‐of‐use recycling technologies are under development.  3.2.4 Other considerations  Michigan has nearly twenty solar energy manufacturing companies.19  Therefore, expanded solar generation has potential benefits for Michigan businesses.  In late 2009, two companies decided to move forward to build solar panel manufacturing facilities in Michigan.  Between the two companies, more than $1.1 billion is being invested in Michigan 

Page | 10

and 1,250 jobs will be created.20  The Michigan based company, Uni‐Solar, has been selected by Recurrent Energy to deliver 4.8MW of solar generating systems for eight separate building rooftops at ProLogis Park Sant Boi in Barcelona and ProLogis Park Alcala in Madrid, Spain.  3.3 Wind Energy  3.3.1 Technology  Wind technology converts the energy available in wind from mechanical energy into electrical energy through the use of turbines.  The turbine obtains its power input by converting the force of the wind into mechanical power acting on aerodynamically designed rotor blades.  The amount of energy that the wind transfers to the rotor depends on the density of the air, the rotor area, and the wind speed.21   Wind turbines operate on indirect grid connection or direct grid connections.  In an indirect grid connection, wind turbines run on their own separate grid, and the energy produced has a variable frequency.  Variable frequency energy is not compatible with the public grid and must be converted from AC power, to DC, and back to AC at the same frequency as energy in the public grid.  The advantages to indirect grid connection include the potential to store up excess energy and theoretically increase potential annual output.  The disadvantages associated with variable speed wind turbines include additional cost, as variable frequency energy technology requires thyristors or transistors, as well as energy losses in the AC‐DC‐AC conversion process.22  A primary challenge associated with wind energy production is variability.  The variable impacts of wind are seen by system operators as unscheduled interchanges or frequency changes on the power system when the balancing area cannot respond quickly enough to changes in energy input that result from variable wind conditions.  Current systems can handle wind inputs up to 10%−20% of total capacity, and the cost and potential for disruption increases with additional wind energy input23.  Further research is required to understand how best to mitigate wind energy impacts on the public grid.    3.3.2 Potential in Michigan  Michigan has moderate onshore and significant offshore wind resources.  The National Renewable Energy Laboratory has mapped wind power potential throughout Michigan, as illustrated in Figure 6. At a 50 meter hub height, much of the lower peninsula is categorized as Class 2 wind (13.2mph average wind speed), but 15.734 MW of Class 3 and 831 MW of Class 4+ wind was identified.24  Hub heights now exceed 50 meters, allowing them to reach faster and steadier winds.  Offshore wind potential is even greater, as winds are stronger and more steady and predictable.  A 2008 report by the Michigan State University Land Policy Institute identified over 300,000 MW25 of wind energy potential on the Great Lakes within State jurisdiction, 22,000 to 94,000 MW of which could be tapped with current technologies.26  Even assuming  

Page | 11

Figure 6: Michigan Wind Potential Map 

 

Page | 12

strict restrictions of a 30 meter maximum depth and five kilometer buffer to the shoreline to reduce residents’ opposition, over 25,000 MW of potential are available offshore,27 which is more than all of the wind capacity that had been developed in the U.S. by the end of 2008.28 In September 2009, the Michigan Great Lakes Wind Council delivered a report stating that 20 percent of the 38,000 square miles of state‐owned Great Lakes bottomlands has a depth of 30 meters or less, and within this area, 537 square miles are considered to be most favorable to the sustainable development of offshore wind energy.29  Challenges to offshore development include greater costs, more complex construction, and naval and shipping operations; however, in Europe offshore wind is well underway.  Michigan has a number of existing onshore wind farms.  As of December 31, 2009, Michigan had seven existing onshore wind farms, three of which are operating on a commercial scale.   The total energy capacity of the existing farms is 143.39 MW.30  Current on‐shore wind farms in development include the Lake Winds Energy Park and Cross Winds Energy Park, to be owned and operated by Consumers, and located in Mason, Tuscola, and Huron counties.  Part of a $1.2 billion‐plus wind generation development plan by Consumers, the Lake Winds Energy Park will have a capacity of 100 MW and is scheduled for commercial operation in 2012.  The Cross Winds Energy Park will be developed in two phases, to be completed in 2015 and 2017.31  The Aegir Project, an offshore wind farm proposed in Lake Michigan adjacent to Mason and Oceana counties, is under current consideration.  The current proposal calls for development of 50 square miles, with a potential capacity of 500 MW, located not less than 4 miles from the coast.  This plan is a scaled down version of the initial proposal, following public resistance generated in late 2009.32   3.3.3 Environmental and Climate impacts  A key advantage of wind turbines is that they do not use combustion to generate electricity, and as a result, the technology does not produce air emissions.  However, air pollutants are emitted during the wind turbine component manufacturing process.   The environmental and ecological impacts of development of wind energy projects include potential hazards to avian and bat mortality.  The impacts most commonly considered are direct effects on population numbers due to collision with rotor blades; effects on behavior resulting from the presence of the structures; and physical changes in the environment and ecosystem due to presence of turbines. 33 These factors can be addressed through environmental assessments that include extensive mapping of bird and bat population densities, breeding and feeding areas, and migration routes.34  Environmental impacts of offshore wind farms include electromagnetic and acoustic waves emitted by offshore wind structures.  Further research must be conducted to better understand the effects of electromagnetic and noise production on marine animals35.  Another environmental impact under investigation is the potential for disruption to weather patterns in regions downwind from large wind farms.  Researchers are particularly 

Page | 13

interested in calculating the effects of developing a grid of interconnected wind farms with thousands of wind turbines throughout the Midwest.  The turbulence created from the turning of many wind propellers could result in bumpiness of the air that could significantly influence winds at low levels of the atmosphere, potentially affecting the development of storms.36  3.3.4 Other considerations  Wind energy has significant potential economic and job creation benefits.  A study by the Renewable Energy Policy Project estimates that 3,000 jobs are created per $1 billion invested in wind, $1 billion invested per 1 GW generated.  Based on the wind turbine component manufacturing activities in Michigan as of 2004, a national investment of $50 billion dollars in wind energy was estimated to bring approximately $2.18 billion and over 6,500 jobs to Michigan specifically.37  The 2006 Renewable Energy Policy Project Technical Report on Michigan’s future in the renewable energy industry ranked Michigan fourth among U.S. states in terms of the amount of new investment and seventh in terms of new jobs generated from the potential expanded manufacturing activity required to meet renewable energy industry demand for component manufacturing.  The demand can support the creation of more than 34,777 new Michigan jobs related to the expanded manufacturing activity.  In all, there are more than 2,000 firms in Michigan that are currently active in the industrial sectors that could supply the component parts for renewable energy technologies, and of these firms, over 1,000 are equipped to manufacture wind turbine components38.   3.4 Hydrokinetic Energy  3.4.1 Technology  Hydrokinetic energy refers to any energy derived from the movement of naturally moving waters.  Michigan’s AEPS specifies hydrokinetic energy derived from waves, tides, currents, and dams. In Michigan’s waters, there are insufficient tides, lake currents or waves for significant energy extraction.  Therefore, this report focuses on hydroelectric dams and Vortex Induced Vibration (VIV) electricity generation. Hydroelectric dams extract power from falling water spinning turbines.  The energy capacity of each hydroelectric dam is dependent on both the available flow and height from which the water falls.  Water accumulates potential energy as it builds up in a reservoir behind a dam, and once it falls into the dam, it is then transformed into mechanical energy as it strikes turbine blades, that in turn generate electric current.   VIV energy uses vortices formed and shed on the downstream side of rounded objects in a fluid current. The vortex shedding alternates from one side of a body to the other, thereby creating a pressure imbalance resulting in an oscillatory lift.  This oscillating cylinder moves a magnet up and down a metal coil creating a DC current.  The Vortex Induced Vibration Aquatic Clean Energy (VIVACE) system was developed in Michigan.  Refer to Figure 7 for illustration of the VIVACE power generation process.  

Page | 14

 Figure 7: VIVACE Technology 

 Source: Figure available at www.vortexhydroenergy.com.  3.4.2 Potential in Michigan  Hydroelectric dams are a feasible energy source in Michigan, but of the approximately 2,500 dams existing in the state, only 114 are utilized for hydropower production. These dams provide approximately 1.2% of the power produced in Michigan.  Refer to Figure 7 for a map of Michigan’s existing hydroelectric dams. The potential for increased hydropower is complicated and hard to predict, mostly because dams must be approved at the state, federal and often local levels.  Relicensing is a complex process in which private dams are re‐evaluated every 30 to 50 years.39  The Federal Energy Regulatory Commission requires consideration of not only power generation potential of a river, but also equal consideration of energy conservation, protection of fish and wildlife, protection of recreational opportunities, and preservation of other aspects of environmental quality.    New hydroelectric dams do not qualify as renewable energy under Michigan’s AEPS.  The act does, however, allow for repairs, replacements or upgrades to existing dams. Consumers Energy reported that there are 100 hydroelectric dam projects in Michigan, with a total capacity of 400 MW or 3.5 million megawatt hours each year.40  In general, any of the dams not generating power could be retrofitted to produce hydroelectricity, and any of the 114 

Page | 15

active sites could be repaired, replaced or upgraded with increased efficiency.  However, many retired hydropower dams are now state‐ or municipal‐owned projects that have not produced power for many years and are sometimes in serious disrepair.41   VIVACE is an extremely new technology; however, an estimated 3 kilowatts of energy to power lights on a dock near the Renaissance Center in Detroit will be produced using the technology.42 Figure 8: Hydroelectric Dams in Michigan 

 3.4.3 Environmental and Climate Impacts  Hydroelectric dams produce little to no pollution and do not lead to any GHG emissions.  However, they do have other significant environmental impacts.  While the upstream reservoir can support fisheries and preserves and provide various forms of water‐based recreation, it significantly alters the river’s natural functions.  There are significant wildlife and habitat impacts including entrapment or restriction of fish, alteration of existing land and fish habitat, and degraded reservoir or stream water quality.  For new dams, the 

Page | 16

associated flooding often requires relocation for people living in the area.  These impacts, however, need to be weighed against those from nonrenewable energy resources.43  A VIV electricity generating system does not release any emissions to the atmosphere or the water. Concerns have been raised regarding impact of turbines on marine life; however, its proponents purport that the cylinder oscillations are too slow (cycle/sec) to be direct physical threat to fish.  Questions about whether the water is slowed, in which case large‐scale applications could alter existing currents, are currently under investigation.     3.4.4 Other considerations Other advantages to hydroelectric dams include their ability to respond quickly to fluctuations in demand by opening or closing the gates, low operation and maintenance costs, and reliable and proven technology.  Additional disadvantages include high investment costs and dependence on precipitation.  VIV technology has potential economic benefits for Michigan because the technology was developed in‐state.  3.5 Geothermal Energy  3.5.1 Technology Geothermal power is power extracted from heat stored in the earth.  Geothermal energy is sourced from radioactive decay of minerals and from solar energy absorbed at the earth’s surface.  Geothermal power is generally considered cost effective, reliable, sustainable, and environmentally friendly, but is restricted to development in geographic proximity to tectonic plate boundaries.44   Until recently, geothermal power systems have only exploited resources where naturally occurring water and rock porosity is sufficient to carry heat to the surface. However, the vast majority of geothermal energy within drilling reach is in dry and non‐porous rock.  Thus when natural cracks and pores will not allow for sufficient flow rates, the permeability can be enhanced by pumping high pressure cold water down an injection well into the rock.   This technology is called Enhanced Geothermal Systems (EGS).  The injection of cold water increases the fluid pressure in the naturally fractured granite, which mobilizes shear events, enhancing the permeability of the fracture system. Water travels through fractures in the rock, capturing the heat of the rock until it is forced out of a second borehole as very hot water, which is converted into electricity using either a steam turbine or a binary power plant system.  Once cooled, the water is injected back into the ground to heat up again in a closed loop.45 3.5.2 Potential in Michigan  In 2005, geothermal power accounted for 0.3% of worldwide electricity consumption.46 Potential for geothermal energy development in Michigan specifically is difficult to quantify.  The National Renewable Energy Laboratory has classified Michigan as having low potential for geothermal resources.  See Figure 9.  

Page | 17

Figure 9: Geothermal Resource Potential 

 Source: National Renewable Energy Laboratory, www.nrel.gov.  While EGS technology does allow for relatively widespread geothermal energy extraction, both the Michigan Public Service Commission and Consumers Energy Renewable Energy Assessment team have agreed publicly that geothermal is not economically feasible in Michigan at this point in time.47   Where geothermal energy production and consumption does exist in Michigan, it is on a small scale, and most frequently used for heating and cooling systems.  These application are generally in a distributed generation capacity.  3.5.3 Environmental and Climate Impacts  At present, geothermal energy technology does yield CO2 emissions.   Existing geothermal electric plants emit an average of 122 kg of CO2 per megawatt‐hour (MW·h) of electricity, an order of magnitude less emissions than conventional fossil fuel plants.    Other impacts of geothermal energy production are the potential for hazardous gases, like hydrogen sulfide, to reach the surface of the Earth, along with the hot water, as well as arsenic, mercury, ammonia.  These materials could threaten ecological systems and pose significant health hazards48.  

Page | 18

3.5.4 Additional Considerations  The practice of extracting heat from deep within the earth’s surface requires significant effort put into evaluating potential geothermal plant locations.  A  3.6 Municipal Solid Waste  3.6.1 Technology  There exist a variety of technologies that capture energy in the form of electricity or heat from municipal solid waste (MSW).  In the waste‐to‐energy (WTE) process, MSW can be combusted directly with minimal processing; it can be moderately to extensively processed before being combusted as a refuse‐derived fuel (RDF); or it can be gasified by pyrolysis or thermal gasification techniques.  (Biochemical conversion methods that utilize the gas released from the anaerobic decomposition of biogenic MSW in landfills are described separately.)  Figure 10 illustrates the WTE process.  Figure 10: WastetoEnergy Generation 

 Source: Texas Comptroller of Public Accounts, The Energy Report 2008, May 2008.  Mass burn methods, the most common WTE method in the U.S., use unprocessed MSW.  At RDF facilities the MSW is preprocessed to remove noncombustible materials and increase the energy value of the fuel.  In both cases, the heat from the combustion turns water into steam, which in turn produces power through steam turbines.  Pyrolosis and thermal gasification are related technologies that heat organic material in either anaerobic or low 

Page | 19

oxygen conditions.  This produces combustible gases (primarily CH4, complex hydrocarbons, H2, and CO), liquids and solid residues.  The gases can then in turn be used in boilers or processed for use in combustion turbine generators.  These technologies are in the development stage, with research focused on removing tar and particulates from the producer gas in order to protect downstream combusting equipment.49    3.6.2 Potential in Michigan  Currently, biogenic MSW provides a small amount of Michigan’s renewable energy.  Although discussed separately in this report, energy generation from biogenic MSW and LFG are reported together by the EIA.  As of 2007, biogenic MSW and LFG together were responsible for 0.6% of the total electricity net generation, or 19% of the total renewable energy generation, in Michigan.50  There are currently 3 MSW WTE facilities in operation in Michigan with a combined capacity of 89.7 MW.51  Michigan’s AEPS places restrictions on incinerators that can be used to meet the requirements of the act.  To be eligible, an MSW incinerator must have been brought into service before the effective date of the act, but previously approved incinerator expansions and energy efficiency upgrades are eligible.  These restrictions may limit the potential for WTE to provide a significant percentage of the required renewable energy.  3.6.3 Environmental and Climate Impacts  MSW combustion releases CO2 from both biogenic and non‐biogenic materials.  Like biomass, the emissions from biogenic components of MSW are not considered anthropogenic GHG emissions.  The emissions from the non‐biogenic components, however, do contribute anthropogenic releases of CO2.  These non‐biogenic components generally constitute a significant portion of MSW.  An EIA study estimates that in 2005 non‐biogenic MSW composed 44% of both MSW and MSW‐derived renewable energy nationwide.52    Michigan’s AEPS does not specify biogenic requirements for MSW to be eligible under the AEPS.  MPSC guidance defines eligible MSW as comingled household or commercial waste, such as garbage trucks deliver to landfills or qualifying municipal solid waste incinerators.53 Therefore, MSW under Michigan’s AEPS would contribute to GHG emissions.   Proponents of MSW WTE typically calculate net GHG emissions by considering its replacement of electricity generation from fossil fuel‐based power plants and the avoided methane emissions that would have resulted if the waste were instead placed in landfills.  A 2009 EPA study estimated life cycle emissions associated with WTE based on different biogenic and nonbiogenic compositions of waste.  They estimated GHG emissions of 0.56 MTCO2e per MWh of 100% biogenic waste, 1.5 MTCO2e  per MWh of 100% fossil‐fuel based waste, and 1.03 MTCO2e per MWh for waste composed of equal amounts of both.54  Previous EPA estimates of GHG emissions from comingled waste were higher, at 1.67 MTCO2e  per MWh.55  

Page | 20

In addition to CO2, emissions generated by WTE include nitrogen oxides (NOx), acid gases (HCl, SO2), CO, particulates, and trace amounts of toxic pollutants including mercury and dioxins, which contribute to environmental and human health impacts such as smog, acidification, asthma, and heart and nervous system damage.  Since the early development of this technology, however, there have been major improvements in stack gas emissions controls for both criteria and metal emissions, and the Clean Air Act regulations require that all WTE facilities have the latest in air pollution control equipment.56  Performance data indicate that actual emissions are less than regulatory requirements,57 and may be as low as 0.1 to 0.03 the permitted allowance.58  The 2009 EPA of life cycle inventory study reports that WTE facilities release 140 to 730 g/MWh of SOx and 810 to 1800 g/MWh of NOx. These emissions are one‐tenth and half as much as the emissions from coal‐fired power plants.59   3.6.4 Additional Considerations  Benefits of MSW WTE generation include the reduction in the volume of waste to be landfilled by as much as 90% and the reduction of traffic associated with waste transport. MSW‐derived power is base load power that does not have intermittency drawbacks like solar or wind.  Compared to other renewables, WTE facilities are generally located closer to population centers and transmission infrastructure and require less land area than solar or wind.  There are tradeoffs between WTE and other efforts to reduce GHG emissions associated with MSW.  Source reduction, advance recycling and organics management are being considered for their potential to reduce both MSW and GHG emissions. If source reductions occur, then there is necessarily less waste available for WTE.    Cost is a significant drawback to WTE facilities. Construction of a 750 ton/day boiler unit at an existing facility would cost approximately $120 million price tag, or $6,000 per kilowatt.  Costs to develop a new facility that converts 2,250 tons of MSW per day into 60 MW of electricity total approximately $350 million, while operations and maintenance costs without capital recovery approach $28 million annually.60  3.7 Landfill Gas  3.7.1 Technology  Landfill gas (LFG) is generated as solid waste decomposes in landfills. Aerobic microbial activity initially produces predominately nitrogen gas and CO2. As oxygen levels decline, anaerobic bacterial activity produces stabilized organic materials and biogas consisting of a mixture of CH4 and CO2.  LFG typically consists of 50‐percent CH4, 45‐percent CO2 and 5‐percent other gases. Significant CH4 production typically begins one or two years after waste disposal in a landfill and continues for 10 to 60 years or longer.61  Instead of being released, LFG can be captured, converted, and used as an energy source. In a landfill gas collection system, gas is directed from various points of origin in waste facilities to a central processing area using a system of wells, blowers, flares, and fans. It is 

Page | 21

then upgraded and either flared to reduce odor and GHG emissions or combusted to produce energy or heat. Since it has lower methane content than biogas, it requires greater upgrading in order to become a substitute for natural gas.62  LFG can be used directly to offset the use of another fuel.  Cogeneration projects using LFG generate both electricity and thermal energy.  Alternatively, LFG can be used to deliver high‐Btu and medium‐Btu fuel, as well as vehicle fuel in the form of compressed and liquefied natural gas.   3.7.2 Potential in Michigan  In Michigan, there are 33 operating landfill‐gas‐to‐energy (LFGTE) facilities. The U.S. EPA reports that there are 4 additional landfills that qualify as candidates.63  However, in a study of Michigan specifically, the Michigan Public Service Commission found a total of 148 MW of new or expanded LFGTE capacity in Michigan landfills.64   3.7.3 Environmental and Climate Impacts  Methane capture for landfill‐gas‐to‐energy (LFGTE) directly reduces greenhouse gas emissions.  MSW landfills are the second‐largest source of human‐related CH4 emissions in the U.S., contributing approximately 22 percent of emissions in 2008.65 Although it remains in the atmosphere for a shorter time than CO2, CH4 is over 20 times more effective in trapping heat in the atmosphere.66 Therefore, while the combustion of CH4 does result in production of CO2, it is still a net reduction in GHG emissions because of the reduced warming potential relative to CH4.   There are additional factors that must be considered with regard to GHG emissions.  First, emissions from LFGTE result from leaks in gas collection, which can vary considerably depending on the technology utilized.  The EPA reports that methane leakages may range as high as ranging from 60% to 85% from landfills.67  Second, the exact emissions from a landfill can be hard to predict because they depend on biological processes that occur over a long time scale and across the entire landfill.68  A 2009 EPA life‐cycle assessment reports that even with the most stringent control technology, GHG emissions from LFGTE total 2.3 MTCO2e per MWh.69 This is higher than MSW WTE or conventional coal production; however, it is significantly lower than the GHG emissions associated with uncaptured landfills.  The 2009 EPA study also assessed other emissions associated with LFGTE.   The report indicates that LFGTE releases greater SOx and NOx emissions per unit of energy than WTE (although still less than fossil‐fuel powered plants).   The reduction of CH4 emissions has potential benefits beyond climate change. Although non‐methane volatile organic compounds are the dominant anthropogenic VOCs contributing the ozone (O3) formation, CH4 is the primary anthropogenic VOC and it affects global background concentrations of O3.  Like CH4, O3 is an important GHG, but it is also associated with numerous adverse health effects including:  hospital admissions, chronic respiratory conditions, and association with daily premature mortality. Therefore, reductions in CH4 emissions have indirect health benefits by reducing O3.70 LFG capture facilities also prevent 

Page | 22

hazards associated with the accumulation and subsurface migration of flammable landfill gas.71  3.7.4 Additional Considerations  LFGTE does not suffer from the intermittency issues associated with other renewables. It can serve as baseload renewable for many green power programs, providing online availability exceeding 90 percent. 72  Drawbacks to LFGTE includes delays in gas collection within the first 5 years of waste placement and minimum landfill size requirements to ensure gas sustainability and economic feasibility (no less than 500,000 metric tons, usually more than 2 million tons of waste).73  Like MSW WTE generation, LFGTE faces tradeoff with solid waste reduction efforts.  Source reduction and recycling will reduce contributions to landfills, and therefore the potential for CH4 capture and energy generation.74 Additionally, in comparison to MSW WTE, LFGTE generates approximately one‐tenth the energy per unit of MSW (65kWh compared to 600 kWh).75  4.0 ANALYSIS  Under Michigan’s AEPS, a utility provider may meet the renewable requirements using any combination of eligible renewables.  Although all of the technologies addressed in this report can be employed to meet Michigan’s requirements, each technology has its own unique advantages and limitations as demonstrated by the preceding evaluation.  Therefore, the report analyzes the results of the preceding evaluation using a five‐part framework that compares and contrasts each renewable in terms of: cost, temporal considerations, potential to scale, climate impacts, and environmental factors.  4.1 Cost  One economic justification for an AEPS is that by its reliance on private markets for implementation, the policy will result in competition, efficiency and innovation that will deliver renewable energy at lower cost.  One of the ways through which this is achieved is the AEPS’ flexbility: utility providers are able to pursue least‐cost compliance through their selection individual renewables.  From the perspective of both the utility provider developing its renewable energy plan and the policy‐maker and economist concerned with the costs of achieving renewable targets, the relative costs of different renewable is important.   In contrast to conventional energy generation, for which fuel costs contribute a significant portion of the cost of generation, the “fuel” for most renewable energy sources is free.  A relatively high fraction of the overall cost of renewable energy generation is expended on the equipment used for resource collection and conversion, but after these upfront investment costs, the cost of renewable energy generation is relatively stable over time.76    Table 5 illustrates representative cost figures for the different renewables.  Two measures are shown.  The National Renewable Energy Laboratory Economic Analysis Office provides 

Page | 23

overnight capital costs derived from a number of sources representing a range of low to high cost scenarios.  Levelized costs, which represent the present value of the total cost of building and operating a generating plant over its financial life, are also provided.  Note that the costs shows are national figures, and that actual costs are dependent upon the quality, accessibility, and/or other site‐specific factors in the areas with the relevant resources.  Onshore wind technology has the lowest reported capital costs and levelized costs.  Off‐shore wind generation, which has a greater potential capacity in Michigan, is as much as 70%‐100% more expensive.  Biomass is unique in that unlike the other renewables, biomass fuel must be purchased and factored into the lifetime cost of generation.  However, it is the upfront capital costs that make it more expensive.  Solar thermal and photovoltaic generation remain the most expensive renewable.   Table 5: Relative Costs of Renewables    Technology  Reported Costs 

Higher Cost                                                      Low

er Cost  Wind  NREL Capital Cost $1,679/kW EIA Levelized Cost $91‐149/MWh 

MSW/LFG  NREL Capital Cost $2,056/kW EIA Levelized Cost Not Reported 

Hydroelectric  NREL Capital Cost $2,180‐2,343/kW EIA Levelized Cost $119/MWh 

Wind offshore  NREL Capital Cost $2,879/kW EIA Levelized Cost $191/MWh 

Geothermal  NREL Capital Cost $3,201/kW EIA Levelized Cost $116/MWh 

Biomass  NREL Capital Cost $3,294/kW EIA Levelized Cost $111/MWh 

Solar Thermal  NREL Capital Cost $4,550/kW EIA Levelized Cost $257/MWh Note: NREL costs in $2006/kW; Overnight cost is the cost of a construction project if no interest was incurred during construction, as if the project was completed "overnight." EIA costs in $2008/MWh; Levelized costs represent the present value of the total cost of building and operating a generating plant over its financial life, converted to equal annual payments and amortized over expected annual generation from an assumed duty cycle.   Sources: NREL, Energy Technology Cost and Performance Data, May 2009, Available at http://www.nrel.gov/analysis/costs.html; EIA, Annual Energy Outlook 2010 Early Release Overview, December 2009, Available at http://www.eia.doe.gov/oiaf/aeo/index.html.   

Page | 24

4.2 Temporal Considerations   Each renewable was evaluated according to its potential for implementation in the short‐term in Michigan.  This is a significant consideration, as energy providers must weigh the renewable technologies that can fulfill the 10% requirement of Michigan's AEPS by 2015.  With less than a decade to meet the requirement, and considerable time required to bring the renewable to operational capacity, there is little time to risk investing in a renewable that is not ready for implementation in the short‐term.    Potential to develop the renewable in Michigan in the short term correlates with existing, affordable, feasible technology that matches current environmental and climate conditions in Michigan, positive public perception, and minimal political obstacles.  Renewables that are not ready for implementation in the short term may still be developed in the long term, given requisite progress made in developing feasible technology, solidifying positive public perception, and overcoming political obstacles.   Table 6: Temporal Considerations    Technology  Key Considerations 

Long Term                                                   Near Term  Wind  Resources currently increasing with projects underway Offshore potential increasing given approvals for precendent projects in 

the U.S. 

Biomass Near term increase in power generation at current plants New projects in development Technology available  Resources available 

LFG Technology available Near term opportunities to improve efficiency at exisiting landfills New sources require construction of additional facilities 

MSW Technology available Potential to expand generation at existing incinerators Expansion of capacity requires construction of additional facilities 

Hydroelectric  Varies heavily on licensing Many near term and long term projects 

Solar Technology needed to advance to overcome physical potential limitations Distributed generation currently available 

 The results of the temporal considerations metric are compiled in Table 6.  In this table, MSW and LFG are considered feasible renewables in the near‐term, as the technology exists and there is relatively little cost required to add waste‐to‐energy operations to the existing infrastructure.  Public perception hinders development of additional landfills and waste 

Page | 25

facilities, but within the existing framework, development of these renewables can happen in the short‐term.  Similarly, wind energy is a relatively short‐term option, with optimum wind energy potential in Michigan both onshore and offshore, existing feasible technology, and positive political support.  The main obstacles to further developing wind energy in the short‐term is alleviating NIMBY resistance and acquiring sufficient funds for start‐up costs.  On the opposite end of the spectrum, solar energy in Michigan may be developed in the longer term, as the technology that overcomes Michigan's predominant overcast conditions and captures sufficient solar energy does not yet exist.     4.3 Potential to Scale   Each renewable was assessed based on its potential to scale up in Michigan and the results of which are compiled in Table 7. High potential to scale up corresponds to renewables with significant available resources, minimal political obstacles, and an economically favorable expansion method. Low potential renewables often suffer from policy constraints or are limited by resources, technology, or economic feasibility.   Table 7: Potential to Scale     Technology  Key Considerations 

Low Potential                                                               High Potential 

Wind Dependent on precise site evaluations for optimal wind conditions Onshore and offshore potential increases at higher hub heights Significant wind energy offshore on the Great Lakes Key obstacle is public resistance (NIMBYs) 

Hydroelectric (Conventional) 

Highly dependant upon relicensing processes per dam 

Hydroelectric (VIV) Theoretical potential is high Significant uncertainty due to lack of R&D 

Biomass Michigan has significant biomass resources Limited by transportation fuel costs Limited by low fuel energy content Potential for combined heat and power (CHP) facilities 

Solar Physical limitations in Michigan Technological advancement may mitigate limitations Distributed generation 

Geothermal Physical limitations in Michigan Technological advancement may mitigate limitations Distributed generation potential 

MSW New incinerators ineligible under Michigan's AEPS Without AEPS restrictions, larger potential to scale up based on MSW quantities 

 

Page | 26

It can be seen that wind energy, with its immense available resources, offers the best potential to expand in Michigan. Biomass is at the low end of the spectrum, with a maximum plant capacity of 50MW is limited by the high cost of fuel transportation and thus a necessity for close proximity fuel sources. MSW power plants also lack scaling up potential due to the RPS requirements which disallows new incinerators to be brought online, thus limiting power generation to current capacity.  However, outside of the AEPS requirements, the significant amounts of MSW generated in and imported to Michigan offer greater potential.    4.4 Climate Impacts  Electricity production often creates and gives off products which have implications on the earth.  Emissions of greenhouse gases (H2O, CO2, CH4, N2O, tropospheric O3) or their precursors lead to radiative forcing on the global climate system. The conventional electric generation techniques (e.g. coal, oil) generate considerable amounts of CO2.  The CO2 equivalent unit allows for comparison of impacts on the global climate between different renewables.  Regardless of an electric company’s concern with the global climate, it is still prudent to consider investments in renewables that no not emit GHG emissions due to likely future greenhouse gas taxes or limits.  Therefore, in an electric company’s evaluation of future investments, CO2 equivalents are a reasonable metric.  Table 8 presents a qualitative comparison between the different renewables, post analysis.    Table 8: Impacts on Climate Change    Technology  Key Considerations 

Greater Climate Impact                  Less Climate Impact  Wind  GHG emissions during manufacturing/construction 

Hydroelectric  GHG emissions during manufacturing/construction 

Solar  GHG emissions during manufacturing/construction GHG emissions from land use change not applicable to distributed generation 

Geothermal Seepage of CO2 emissions CO2 emissions one order of magnitude less than fossil‐fuel based power generation 

Biomass CO2 and VOC emissions from combustion.  Raw emissions greater than coal‐fired power, but considered C neutral.  Upstream (transportation, harvesting, etc.) GHG emissions Emissions from biomass combustion considered carbon neutral 

MSW CO2 emissions depend on the biogenic/non‐biogenic composition of waste Lower life‐cycle CO2e emissions per unit of energy than coal and LFGTE  

LFG Significant methane emissions reductions Greater life‐cycle CO2e emissions per unit of energy than MSW WTE and coal 

Page | 27

  4.5 Environmental Factors  For electric companies, clean air legislation requires consideration of the emissions of non‐greenhouse gaseous pollutants and particulate matter.   Electric companies must comply with Clean Air Act requirements for hazardous emissions or incur penalties.  Additionally, impacts on ecosystems, wildlife, natural resources and human health are of significant concern. Consequently, it is important to consider the various environmental impacts associated with the different renewables when considering expansion of energy generation in Michigan.  Table 9 provides a qualitative comparison of the different renewables, post analysis.  Table 9: Environmental Considerations 

   Technology  Key Considerations 

Greater Im

pact                                                                                     Less Impact 

Solar  Minimal for distributed generation Land use change associated with greenfield development 

Wind Potential avian, bat mortality Offshore wind has potential effects on aquatic ecosystems, shipping routes, etc. Extensive environmental assessments may mitigate impacts 

Geothermal  Leaching of toxic metals (Hg, etc.) associated with water circulation 

LFG 

CO,SOx, NOx, PM, HCl emissions  Emissions from new facilities with mandatory control equipment often less than coal‐fired power plants (SOx, NOx, PM) Landfills require land conversion, but energy capture does not contribute to it 

Hydroelectric ‐ VIV 

Minimal projected river and ecological impacts  Uncertainty due to new technology 

Hydroelectric ‐ Conventional 

Direct impacts to river hydrology Fish and wildlife impacts Impacts greater for new dam construction than recommissioned dams

Biomass  Emissions of NMHCs Benefits for forest management 

MSW 

Dioxins and mercury emissions, but may be reduced by incineration and control technology  Toxic ash requires disposal Emissions from new facilities with mandatory control equipment often less than coal‐fired power plants and less than LFGTE (SOx, NOx, PM) 

Page | 28

  5.0 CONCLUSIONS  Enactment of Michigan’s AEPS makes a significant step toward increased renewable energy generation in the state.  Benefits of the AEPS include increased energy security by diversification and reliance on in‐state resources, as well as significant economic and job creation potential.  Additionally, to the extent that increased renewable energy generation replaces existing fossil‐fuel based energy generation and utilizes technologies with little to no GHG emissions, the AEPS is also an important step toward reducing the state’s contribution to climate change.  Although any of the renewable energy sources can be use to meet the AEPS requirement, the ability for each technology to contribute to different goals varies based on their respective limitations and advantages described in this report.   An AEPS is considered a politically popular policy tool for addressing climate change and, indeed, different renewables have the potential to reduce GHG emissions.  The impact of Michigan’s AEPS, however, is a question of magnitude.  The Michigan GHG inventory quantifies the projected GHG emissions reductions under Michigan’s AEPS. The calculations estimate that the AEPS will result in a total reduction of gross emissions by 2.65 MMtCO2e in 2015, 2.13 MMtCO2e in 2020, and 2.01 MMtCO2e in 2025.  The report also quantifies the emissions reductions associated with compliance with the federal Energy Independence and Security Act of 2007 and the associated corporate average fuel economy (CAFE) standards.  The CAFE requirements are predicted to result in an emissions reduction more than three times as large as the AEPS.  The 2.01 MMtCO2e avoided in 2025 represent less than 1% of projected emissions.  The results of their calculations are presented in Table 10 and Figure 11.  (Note that in Figure 11 the reductions are cumulative, such that the line label Michigan PA 295 shows the combined reductions of the state AEPS and federal CAFE requirements.)   Table 10: Estimated GHG Emissions Reductions Associated with Michigan AEPS Policy Action  2010  2015  2020  2025 Federal CAFE Requirements  0.18  3.55  6.22  6.92 Michigan AEPS Requirements  0.51  2.65  2.13  2.01 Total Reductions  0.69  6.20  8.34  8.92 Source: Final Michigan Greenhouse Gas Inventory and Reference Case Projections, 1990‐2020, prepared by the Center for Climate Strategies for the Michigan Department of Environmental Quality, November 2008.            

Page | 29

Figure 11: Estimated GHG Emissions Reductions Associated with Michigan AEPS 

 Source: Final Michigan Greenhouse Gas Inventory and Reference Case Projections, 1990‐2020, prepared by the Center for Climate Strategies for the Michigan Department of Environmental Quality, November 2008.   The significant of these findings is clear: although Michigan’s AEPS guarantees at least 10% renewable energy generation by 2015 and has been promoted as a means for mitigating climate change, the actual associated reductions in GHG emissions are small.  Clearly additional policies are necessary to build a robust Michigan climate change solution.   1 U.S. Department of Energy (2009). Energy Efficiency and Renewable Energy, States with Renewable Portfolio Standards, http://apps1.eere.energy.gov/states/maps/renewable_portfolio_states.cfm. 2 EIA (2007). Emissions of Greenhouse Gases in the United States 2006, Washington, D.C.: Energy Information Administration, Office of Integrated Analysis and Forecasting, US Department of Energy, November 2007. 3 2008, PA 295, Clean Renewable and Energy Efficient Act. 4 EIA, State Ranking, Total Net Generation, January 2010, http://tonto.eia.doe.gov/state/state_energy_rankings.cfm?keyid=33&orderid=1. 5 EIA, State Renewable Electricity Profiles, June 2009, http://www.eia.doe.gov/cneaf/solar.renewables/page/state_profiles/r_profiles_sum.html 6 Gross emissions exclude GHG emissions removed due to forestry and land use practices.  Michigan’s forests, urban forests, and land use practices stored approximately 13 MMtCO2e in 2005, leading to net emissions of 235 MMtCO2e. 7 Center for Climate Strategies (2008).   8 Ibid. 9 The AEPS allows utilities to substitute energy optimization credits or advanced cleaner energy credits for renewable energy credits with approval by the Michigan Public Service Commission, although approval is not required for ACECs generated using industrial cogeneration.  The AEPS limits the percent of a utility’s obligation that can be met using these credits and specifies ratios at 

Page | 30

which the credits can be substituted.  This report, however, focuses exclusively on technologies utilizing “renewable energy resources.” 10 2008, PA 295, Clean Renewable and Energy Efficient Act. 11 Mann, M. K and Spath, P (2004).  Biomass Power and Conventional Fossil Systems with and without CO2 Sequestration – Comparing the Energy Balance, Greenhouse Gas Emissions and Economics, Prepared under Task No. BB04.4010. 12 Simpkins, D. (2006). Clean Energy from Wood Residues in Michigan. Michigan Biomass Energy Program, Discussion Paper, IEA Energy Technology Essentials ‐ Biomass for Power Generation and CHP. 13 IEA, Energy Technology Essentials ‐ Biomass for Power Generation and CHP, Januray 2007. www.iea.org/Textbase/techno/essentials.htm. 14 Simpkins, D. (2006).  15 Jacobson, Mark (2009). Review of Solutions to Global Warming, Air Pollution, and Energy Security.  16 Michigan Public Service Commission (2009). Consumers Energy Electric Generation Alternatives Analysis For Proposed Permit to Install (PTI) No. 341‐07 For an Advanced Supercritical Pulverized Coal Boiler at the Karn‐Weadock Generating Station, Essexville, Michigan.  Docket Number: U‐15996. 17 National Renewable Energy Laboratory, NREL: Dynamic Maps, GIS Data, and Analysis Tools – Solar Maps, 2010, www.nrel.gov/gis/solar.html.  18 Fthenakis, V.M., Kim, H.C., and E. Alsema (2008).  Emissions from Photovoltaic Life Cycles.  Environ. Sci. Technol., 42(6): 2168‐2174. 19 Michigan Solar Energy Directory, http://michigan.uscity.net/Solar_Energy/ 4/12/10. 20 Office of the Govener, Granholm Says Solar Energy Developments Make Michigan Shine, October 9, 2009, http://www.michigan.gov/gov/0,1607,7‐168‐23442_21974‐223935‐‐,00.html. 21 Danish Wind Energy Association, Guided Tour, http://guidedtour.windpower.org/ 22 Ibid. 23 Utility Wind Integration Group (2006). Grid Impacts of Wind Power Variability: Recent Assessments from a Variety of Utilities in the United States. 24 Heimiller, D. (2005), National Renewable Energy Laboratory, March 2005. Note that the total resource excludes parks, protected lands, steep slopes, airports, urban areas and associated 3 km buffers, and small resource areas. The study assumes that 5 MW of turbines could be installed per sq. km.|  25 Adelaja, S. and C. McKeown (2008). Michigan’s Offshore Wind Potential. Michigan State Land Policy Institute.  26 AWS Truewind, (2008). Wind Resource of the Great Lakes, AWS Truewind Published Maps, April 2008. These are the same maps referred to by the Michigan Department of Energy, Labor and Growth http://www.michigan.gov/dleg/0,1607,7‐154‐25676_25774‐101765‐,00.html. 27 Synapse Energy Economics, Inc., Energy Future: A Green Energy Alternative for Michigan, Natural Resources Defense Council.  28 EIA, U.S. Electric Net Summer Capacity, 2004‐2008 (Megawatts), July 2009, http://www.eia.doe.gov/cneaf/alternate/page/renew_energy_consump/table4.html.  2008 total wind capacity 23,847MW.   29 Report of the Michigan Great Lakes Wind Council.  September 2009.  86 pages. 30 AWEA Resources, U.S. Wind Energy Projects – Michigan. http://www.awea.org/projects/Projects.aspx?s=Michigan 31 Wireless News, “Consumers Energy Reaches Milestone in Development Plan,” 28 January 2010. 32 Aegir Project Proposal.  Address to Mason and Oceana County Board of Commissioners.  Scandia Wind Offshore.  2 March 2010. 33 Masden, E. et al. (2010). Cumulative impact assessments and bird/wind farm interactions: Developing a conceptual framework. Environmental Impact Assessment Review. Vol 30, (1). 

Page | 31

34 Fox, A. et al. (2006).  Information needs to support environmental impact assessment of the effects of European marine offshore wind farms on birds. International Journal of Avian Science. Vol 148 (1). 35 Miller, et al. (2009). Environmental assessment of offshore wind power generation near Rhode Island: Acoustic and electromagnetic effects on marine animals. Journal of the Acoustical Society of America. Vol. 126(4): 2272.  36 Barrie, D. B. and Kirk‐Davidoff, D. B. (2009). Weather response to management of a large wind turbine array, Atmos. Chem. Phys. Discuss., Vol. 9: 2917‐2931. 37 Wind Turbine Development: Location of Manufacturing Activity. Renewable Energy Policy Project. Technical Report. September 2004. 67 pages. 38 Component Manufacturing: Michigan’s Future in the Renewable Energy Industry.  Renewable Energy Policy Project. Technical Report. November 2006. 125 pages. 39 Alternative Energy Institute (2009): “Renewable Energy, Hydroelectric Power,