CP-202100155, (CPNPP) - Decommissioning Report: Difference between revisions

From kanterella
Jump to navigation Jump to search
(StriderTol Bot insert)
 
(StriderTol Bot change)
Line 16: Line 16:


=Text=
=Text=
{{#Wiki_filter:m                                                          Steven K. Sewell Senior Director, Engineering & Regulatory Affairs Comanche Peak Nuclear Power Plant (Vistra Operations Luminant Company LLC)
{{#Wiki_filter:}}
P.O. Box 1002 6322 North FM 56 Glen Rose, TX 76043 T 254.897.6113 CP-202100155 TXX-21066 March 31, 2021 U.S. Nuclear Regulatory Commission                                                          Ref    10 CFR 50.75(f)
ATIN: Document Control Desk                                                                        10 CFR 72.30(c)
Washington, DC 20555-0001
 
==Subject:==
Comanche Peak Nuclear Power Plant (CPNPP)
Docket Nos. 50-445 and 50-446 and 72-74 Decommissioning Report
 
==Dear Sir or Madam:==
 
Attached is the biennial decommissioning report for Comanche Peak Nuclear Power Plant (CPNPP) Units 1 and 2, prepared and submitted by Vistra Operations Company LLC (Vistra OpCo / operator) pursuant to 10CFR50.75(f) and 10CFR72.30(c). Comanche Peak Power Company LLC (CP PowerCo / owner) is an unregulated utility and therefore does not meet the definition of an electric utility as defined by 10CFR50.2.
The recovery of decommissioning funds for the eventual decommissioning of CPNPP Units 1 and 2 is assured through the collection of a non-bypassable charge which is subsequently contributed to an external trust.
The applicable sections of the citation (e.g., an Order by the rate-regulatory authority) by the regulatory authority that allows for the collection of non-bypassable charges established for the collection of decommissioning funds estimated to be required under 10 CFR 50.75(b) and (c) is provided below.
The distribution utility will collect from customers and the generation company will contribute all funds collected to the decommissioning trust fund:
* Enclosure to TXX-21066, Public Utility Commission of Texas (PUCT) Docket No. 50945, Item No. 23, Order dated January 29, 2021, page 2 of 7, paragraph #11.
The annual collection rate for each unit:
* Enclosure to TXX-21066, PUCT Docket No. 50945, Item No. 1, 2020 Funding Analysis, Annual Projected Funding Requirement, Exhibit 4, Pages 20-24 of 24.
* Enclosure to TXX-21066, PUCT Docket No. 50945, Item No. 23, Order dated January 29, 2021, Page 7 of 7, paragraph #1 and 2 of Section III.
Also, pursuant to the requirements of 10 CFR 72.30(c), Vistra OpCo is submitting the 2021 Decommissioning Funding Status Report for Comanche Peak Nuclear Power Plant (CPNPP) Independent Spent Fuel Storage Installation, Docket No. 72-74 (CPNPP ISFSI). Attachment 2 to this letter contains the information required by 10 CFR 72.30(b).
The amounts to be collected for CPNPP decommissioning are based on a site specific decommissioning study that includes direct waste disposal. In addition, the radiological cost component breakdown of the 2019 Site Specific cost is included in the 2020 Financial Assurance filing (Enclosure to TXX-21066, PUCT Docket No.
50945, Item No. 1, Comanche Peak Power Company LLC Filing dated June 16, 2020, document Lll-1774-001, Rev. 0, Page xx of xxi).
 
TXX-21066 Page2 of2 When projected to the license expiration date for each unit using the 2 percent annual real rate of return as allowed per 10CFR50.75(e)(ii), the projected Nuclear Decommissioning Trust balance is greater than the escalated NRC minimum cost of decommissioning for Units 1 and 2.
Should you have any questions, please contact Carl B. Corbin at (254) 897-0121 or carl.corbin@luminant.com.
Sincerely, Sc.L~
Steven K. Sewell    2021 Decommissioning Funding Status Report for Comanche Peak Nuclear Power Plant Units 1 and 2    2021 Decommissioning Funding Status Report for Comanche Peak Nuclear Power Plant Units 1 and 2 Independent Spent Fuel Storage Installation Enclosure      Public Utility Commission of Texas (PUCT), Docket No. 50945 (Item Numbers 1 through 24),
Application of Comanche Peak Power Company LLC for review of Nuclear Decommissioning Cost Study and Funding Analysis c (email) -    Scott Morris, Region IV [Scott.Morris@nrc.gov]
Dennis Galvin, NRR [Dennis.Galvin@nrc.gov]
John Ellegood, Senior Resident Inspector, CPNPP Uohn.Ellegood@nrc.gov]
Neil Day, Resident Inspector, CPNPP [Neil.Day@nrc.gov]
 
Attachment to TXX-21066                        2021 Decommissioning Funding Status Report for Page 1 of2                                    Comanche Peak Nuclear Power Plant Units 1 and 2 NRC Decommissioning Funding Status Report for Financial Assurance at December 31, 2020 Luminant Generation Company LLC Comanche Peak Nuclear Power Plant (CPNPP)
Information is submitted to provide Financial Assurance                                                          Unit#2
: 1. The minimum amount of decommissioning fimds estimated to be required pursuant to 10 CFR 50.75 (b) and (c).
At December 31, 2020 Using NRC 10 CFR 50.75(c) formulas (Note 1)                                    $ 404.8 million      $ 404.8 million Site-specific study (Note 2) (Note 4)                                          $ 873.2 million      $ 902.0 million
: 2. The amount accumulated at the end of the calendar year preceding the date of the report for items included in 10 CFR 50.75 (b) and (c).
Investment categories per Regulatory Guide 1.159 2.6.2. (Note 3)
Cash                                                                                    1%                  1%
U.S. Equities                                                                          63%                63%
U.S. Fixed Income                                                                      36%                36%
100%                100%
Market Value at December 31, 2020                                              $ 797.8 million      $ 875.9 million
: 3. A schedule of the amrual amounts remaining to be collected for items in 10 CFR 50.75 (b) and (c).                                                                        Unit# 1              Unit#2 Years 2021 through 2029            ( 9 years)                                    14.0 million          5.4 million Year2030                                                                          3.5 million          5.4 million Year2031                                                                                                5.4million Year2032                                                                                                5.4 million Year2033                                                                                                1.3 million Totals                                    $ 129.4 million      $ 65.7 million
: 4. The assumptioDS used regarding escalation in decommissioning costs, rates of earnings on decommissioning fimds, and rates of other factors used in fimding projectioDS.                                                                        Unit# 1              Unit#2 Estimated Escalation rate for decommissioning costs (Note 4)                                    2.6680%              2.6400%
Estimated Earnings rates on decommissioning fimds (Note 5) 2021 through 2029                                                                      3.73%                3.73%
2030 through 2091                                                                      3.04%                3.04%
2092 and thereafter                                                                    2.19%                2.19%
Rates of other factors used in fimding projectioDS                                                None                None
: 5. Any power sale contracts upon which liceDSee is relying to certifying financial assurance.                                                                                  None                None
: 6. ModificatiODS to licensee's method of providing financial assurance since previous report.                                                                                None                None
: 7. Material changes to trust agreement.                                                                  None                None NOTE: All forecast data are based on the Decommissioning Cost Study and Funding Analysis filed with the Public Utility Commission ofTexas on June 16, 2020 and is subject to approval by the Commission.
 
Attachment to TXX-21066                2021 Decommissioning Funding Status Report for Page 2 of2                            Comanche Peak Nuclear Power Plant Units 1 and 2 Note 1              Labor (South) and Energy are based on BLS (Lx=2.758, Ex=2.256) as of December 2020. Burial inflation factors are based on NUREG 1307, "Report on Waste Burial Charges," Revision 18 (Bx=8.040).
Note2              The Site Specific Decommissioning Cost estimates for unit 1 and 2, with a 10% contingency adjustment, are provided in the Enclosure to TXX-21066 (Public Utility Commission of Texas (PUCT) Docket No.
50945, Iteml, Financial Escalation Analysis Document Ll 1-1774-002, Rev. 0, beginning Page 14 and 22 of29).
Note3              The after-tax amount of funds accumulated through December 31, 2020 is provided below.
Tax Basis              Market Value              After Tax Unit 1  $399,909,707.36          $797,770,529.35        $718,198,364.95 Unit 2  $442,985,649.11          $875,902,564.95        $789,319,181.78 Total    $842,895,356.47        $1,673,673,094.30      $1,507,517,546.73 Note: Calculation of after tax balance assumes 20% tax rate.
Note4              The rate of escalation in decommissioning costs for Unit 1 and 2 are provided in the Enclosure to TXX-21066 (PUCT Docket No. 50945, Item 1, Financial Escalation Analysis Document Ll 1-1774-002, Rev.
0, Page 7 of37).
Note5              The rate of earnings on decommissioning funds is provided in the Enclosure to TXX-21066 (PUCT Docket No. 50945, Item 1, Exhibit 2 of Funding Analysis dated June 2020, pg 13-15 of24). The Net Expected Investment Returns Allocation Factor in this schedule represents the weighted average allocations during the referenced Period as established in the June 16, 2020 filing.
to TXX-21066 Page I of3 2021 Decommissioning Funding Status Report for Comanche Peak Nuclear Power Plant Units 1 and 2 Independent Spent Fuel Storage Installation Pursuant to 10 CFR 72.30(c), each licensee for an Independent Spent Fuel Storage Installation (ISFSI), including an ISFSI licensed under the General License provided for in 10 CFR Part 72, Subpart K, is required, at intervals not to exceed 3 years, to resubmit a decommissioning funding plan with adjustments as necessary to account for changes in costs and the extent of contamination, as well as information regarding the financial assurance provided for funding such costs. Vistra Operations Company LLC (Vistra OpCo) provides the following information regarding the Comanche Peak Nuclear Power Plant (CPNPP) Units 1 and 2 Independent Spent Fuel Storage Installation, Docket No. 72-74 (CPNPP ISFSI):
: 1.        Information on how reasonable assurance will be provided that funds will be available to decommission the ISFSI:
See response to number 4 below, which discusses the appropriate method of financial assurance contemplated under 10 CFR 72.30(e).
: 2.        A detailed cost estimate (DCE) for decommissioning:
In a report dated May 2020, TLG Services, Inc. (TLG) (Enclosure to TXX-21066) prepared a site specific Decommissioning Cost Study (with an adequate contingency factor) for the Comanche Peak Nuclear Power Plant (CPNPP) that included the costs of decommissioning the ISFSI. The TLG Report determined the total cost of decommissioning the CPNPP ISFSI to be:
2019 Dollars      Escalation Factor (%)        2020 Dollars (million)        (from TLG Report)            (million)
(Notel)              (Note2)
Unitl              5.2                  2.668                  5.35 Unit2              5.2                  2.640                  5.34 Total 10.69 This cost estimate includes the cost of an independent contractor to perform all decommissioning activities and the cost of meeting the 10 CFR 20.1402 criteria for unrestricted release.
Below is the effect of the following on the detailed cost estimate since the previous report.
Spills of radioactive material producing additional      None residual radioactivity in onsite subsurface material Facility modifications                                  None (Note3)
Changes in authorized possession limits                  None to TXX-21066 Page 2 of3 2021 Decommissioning Funding Status Report for Comanche Peak Nuclear Power Plant Units 1 and 2 Independent Spent Fuel Storage Installation Actual remediation costs that exceed the previous      None cost estimate
: 3.        Identification of and justification for using the key assumptions contained in the decommissioning cost estimate:
The assumptions used in the development of the decommissioning cost estimate and their justification can be found in the TLG Report.
: 4.        A description of the method of assuring funds for decommissioning from 10 CFR 72.30(e), including means of adjusting cost estimates and associated funding levels periodically over the life of the facility:
Vistra OpCo is using the external sinking fund method as authorized in 10 CFR 72.30(e)(5) and 50.75(e)(l)(ii). Vistra OpCo recovers its costs for decommissioning through cost of service ratemaking, including the estimated costs to decommission the CPNPP ISFSI, which are included in the TLG Report. Pursuant to Substantive Rule 25.303(£)(2) of the Public Utility Commission of Texas (PUCT), the TLG Report is updated, and the required annual funding amount necessary to decommission CPNPP is adjusted under the jurisdiction of the PUCT.
In the event that funds remaining to be placed into the Vistra OpCo' s external sinking funds are no longer approved for recovery in rates by competent rate making authorities, Vistra OpCo will make changes to provide financial assurance using one or more of the methods stated in 10 CFR 72.30(e)(l)-(4).
: 5.        The volume of onsite subsurface material containing residual radioactivity that will require remediation to meet the criteria for license termination:
There has been no event at the ISFSI facility to lead us to believe there is subsurface contamination. Therefore, Vistra OpCo assumes that there is no volume of onsite subsurface material containing residual radioactivity that will require remediation to meet the criteria for license termination.
: 6.        A certification that financial assurance for decommission has been provided in the amount of the cost estimate for decommissioning:
The submission of this report serves as certification that financial assurance has been provided in the amount of the cost estimate for decommissioning.
to TXX-21066 Page 3 of3 2021 Decommissioning Funding Status Report for Comanche Peak Nuclear Power Plant Units 1 and 2 Independent Spent Fuel Storage Installation Notel              The cost is without contingency is provided in Enclosure to letter TXX-21066 (Public Utility Commission of Texas (PUCT) Docket No. 50945, Item No. 1, document Lll-1774-001, Rev. 0, Appendix E, page 2 of 2, Table E, "Comanche Peak Nuclear Power Plant ISFSI Decommissioning Cost Estimate").
Note2              The rate of escalation in decommissioning costs are provided in the Enclosure to TXX-21066 (PUCT Docket No. 50945, Item No. 1, document Lll-1774-002, Rev. 0, Table 1, "Escalation Summary'')
Note3              Enclosure to TXX-21066 (PUCT Docket No. 50945, Item 1, document Lll-1703-002, Rev. 0, dated May 2020, page viii of xxi) states in part, "The only substantive changes made to the plant inventory from the 2014 analysis (that would impact decommissioning) is the addition of the Stator Rewind building." These changes (Stator Rewind building) are within the scope of the analysis under 10 CFR 50.75 which is included in Attachment 1 to TXX-21066.
 
Enclosure to TXX-21066 11111 1 1111 11 11 Control Number: 50945 1111111111111111 11111111111111 Item Number: 1 Addendum StartPage: 0
 
C'T                                                            45 was, EN ERGY STEPHANIE ZAPATA MOORE Executive Vice President 8(
General Counsel Vistra Energy 6555 Sierra Drive Irving, TX 75039 o 214.875.8183 m 214.542.6460 June 16, 2020 Filing Clerk Public Utility Commission of Texas 1701 Congress Avenue P.O. Box 13326 Austin, TX 78711-3326 RE:        Nuclear Decommissioning Cost Study and Funding Analysis Pursuant to 16 TAC
              § 25.303(f)(2)
In compliance with 16 Tex. Admin. Code (TAC) § 25.303(0(2), Comanche Peak Power Company LLC ("Comanche Peak"), as Transferee Company, hereby files:
(1)    A study of the decommissioning costs of Comanche Peak Nuclear Power Plant ("CPNPP"),
the Decommissioning Cost Analysis for the Comanche Peak Nuclear Power Plant, prepared by TLG Services, Inc. dated May 2020 ("Decommissioning Study") (Attachment A);
(2)    A financial escalation analysis of the decommissioning costs of CPNPP, the Financial Escalation Analysis for the Comanche Peak Nuclear Power Plant, prepared by TLG Services, Inc. dated May 2020 ("Financial Escalation Analysis") (Attachment B); and (3)    An updated funding analysis, the Funding Analysis for Comanche Peak Nuclear Power Plant, prepared by Comanche Peak dated June 2020 ("Funding Analysis") (Attachment C).
The Funding Analysis calculates the required annual funding amount necessary to ensure sufficient funds to decommission both units of CPNPP, which, according to the Financial Escalation Analysis, is
    $1,729 million in 2019 dollars for the prompt decommissioning alternative ("DECON") with a 10 percent contingency (see Tables 4 and 5). As shown on page 24 of Exhibit 4 of the Funding Analysis, an annual amount of $19.4 million throughout the remaining operating life of CPNPP is necessary to fully fund the anticipated decommissioning costs for CPNPP Units 1 and 2.
6555 SIERRA DRIVE        IRVING, IEXAS 75034      o 213-875-8004      VIS1RAENERGI COM Lumlnant
 
June 16, 2020, Page 2 The Funding Analysis additionally contains within the study a description of the assumptions used in the analysis. Although the Decommissioning Study recommended an appropriate contingency of approximately 17.29 percent for Unit 1 and 17.55 percent for Unit 2 for the DECON alternative (see Appendix C), in compliance with 16 TAC § 25.303(0(2), an allowance for contingency of 10 percent was used in the Financial Escalation Analysis and Funding Analysis. In addition, because there is only a -2.7 percent difference between the required funding levels resulting from the Funding Analysis ($19.4 million) and the five year average CPNPP decommissioning fund collections from 2015-2019 ($19.9 million annually) and because of the assumptions in the Decommissioning Study, Financial Escalation Analysis, and Funding Analysis likely have inherent and considerable uncertainty based on the predictability of long-term costs and market conditions, Comanche Peak proposes no change in the current collection rate. Comanche Peak does propose an adjustment in the allocation between the Unit 1 and Unit 2 decommissioning funds from 57.1 percent for Unit 1 and 42.9 percent for Unit 2 to 72.3 percent for Unit 1 and 27.7 percent for Unit 2 (see page 24 of Exhibit 4 of the Funding Analysis).
If you have any questions or require additional information concerning this filing, please contact me at 214-875-8183.
Respectfully Submitted, By:    /s/ Stephanie Zapata Moore Stephanie Zapata Moore Executive Vice President and General Counsel 6555 Sierra Drive Irving, Texas 5039 (214) 875-8183 (phone)
(214) 875-9478 (fax)
ON BEHALF OF COMANCHE PEAK POWER COMPANY LLC 000002
 
01 0
0 0
0 0
 
Document L11-1774-001, Rev. 0 DECOMMISSIONING COST ANALYSIS for the COMANCHE PEAK NUCLEAR POWER PLANT prepared for Comanche Peak Power Company LLC prepared by TLG Services, Inc.
Bridgewater, Connecticut May 2020 000004
 
Comanche Peak Nuclear Power Plant                  Document L11-1774-001, Rev. 0 Decommissioning Cost Analysis                                      Page ii of xxi APPROVALS f leAt    I
                                            -X    '          5 N Project Manager                    Roderick Knight          Date Project Engineer Technical Manager                    rancis W. Sey TLG Services, Inc.                                                        000005
 
Comanche Peak Nuclear Power Plant                      Document L11-1774-001, Rev. 0 Decommissioning Cost Analysis                                        Page iii of xxi TABLE OF CONTENTS SECTION                                                                      PAGE EXECUTIVE
 
==SUMMARY==
viii-xxi
: 1. INTRODUCTION                                                                  1-1 1 1 Objectives of Study                                                      1-1 1.2 Site Description                                                          1-2 1.3 Regulatory Guidance                                                      1-3 1.3.1 Low-Level Radioactive Waste Management                            1-4 1.3.2 High-Level Radioactive Waste Management                          1-5 1.3.3 Radiological Criteria for License Termination                      1-9
: 2. DE COMMI SSIO MNG ALTERNATIVES                                                2-1 2.1 DECON                                                                    2-2 2.1.1 Period 1 - Preparations                                          2-2 2.1.2 Period 2 - Decommissioning Operations                            2-4 2.1.3 Period 3 - Site Restoration                                      2-7 2.1.4 ISFSI Operations and Decommissioning                              2-8 2.2 SAFSTOR                                                                  2-9 2.2.1 Period 1 - Preparations                                          2-9 2.2.2 Period 2 - Dormancy                                            2-10 2.2.3 Periods 3 and 4 - Delayed Decommissioning                      2-11 2.2.4 Period 5 - Site Restoration                                    2-12 2.2.5 ISFSI Operations and Decommissioning                            2-12
: 3. COST ESTIMATE                                                                3-1 3.1 Basis of Estimate                                                        3-1 3.2 Methodology                                                              3-1 3.3 Impact of Decommissioning Multiple Reactor Units                          3-3 3.4 Financial Components of the Cost Model                                    3-4 3.4.1 Contingency                                                      3-5 3.4.2 Financial Risk                                                    3-6 3.5 Site-Specific Considerations                                              3-7 3.5.1 Spent Fuel Management                                            3-7 3.5.2 Reactor Vessel and Internal Components                          3-10 3.5.3 Primary System Components                                      3-12 3.5.4 Main Turbine and Condenser                                      3-13 3.5.5 Retired Components                                              3-13 TLG Seruices, Inc.                                                            000006
 
Comanche Peak Nuclear Power Plant                      Document L11-1774-001, Rev. 0 Decommissioning Cost Analysis                                        Page iv of xxi TABLE OF CONTENTS (continued)
SECTION                                                                    PAGE 3.5.6 Transportation Methods                                          3-13 3.5.7 Low-Level Radioactive Waste Disposal                            3-14 3.5.8 Site Conditions Following Decommissioning                      3-15 3.6 Assumptions                                                          3-16 3.6.1 Estimating Basis                                                3-16 3.6.2 Labor Costs                                                    3-16 3.6.3 Design Conditions                                              3-17 3.6.4 General                                                        3-17 3.7 Cost Estimate Summary                                                3-20
: 4. SCHEDULE ESTIMATE                                                          4-1 4.1 Schedule Estimate Assumptions                                          4-1 4.2 Project Schedule                                                        4-2
: 5. RADIOACTIVE WASTES                                                          5-1
: 6. RESULTS                                                                    6.1
: 7. REFERENCES                                                                  7-1 TABLES DECON Cost Summary, Decommissioning Cost Elements                          xx SAFSTOR Cost Summary, Decommissioning Cost Elements                      xxi 3.1    Spent Fuel Management                                                  3-22 3.2    Unit 1, DECON Alternative, Schedule of Total Annual Expenditures        3-25 3.2a  Unit 1, DECON Alternative, License Termination Expenditures            3-28 3.2b  Unit 1, DECON Alternative, Spent Fuel Management Expenditures          3-29 3.2c  Unit 1, DECON Alternative, Site Restoration Expenditures                3-32 3.3    Unit 2, DECON Alternative, Schedule of Total Annual Expenditures        3-33 3.3a  Unit 2, DECON Alternative, License Termination Expenditures            3-36 3.3b  Unit 2, DECON Alternative, Spent Fuel Management Expenditures          3-37 3.3c  Unit 2, DECON Alternative, Site Restoration Expenditures                3-40 3.4    Unit 1, SAFSTOR Alternative, Schedule of Total Annual Expenditures      3-41 3.4a  Unit 1, SAFSTOR Alternative, License Termination Expenditures          3-44 TLG Services, Inc.                                                            000007
 
Comanche Peak Nuclear Power Plant                    Document L11-1774-001, Rev. 0 Decommissioning Cost Analysis                                        Page v of xxi TABLE OF CONTENTS (continued)
SECTION                                                                    PAGE TABLES (continued) 3.4b  Unit 1, SAFSTOR Alternative, Spent Fuel Management Expenditures        3-47 3.4c  Unit 1, SAFSTOR Alternative, Site Restoration Expenditures              3-50 3.5  Unit 2, SAFSTOR Alternative, Schedule of Total Annual Expenditures      3-51 3.5a  Unit 2, SAFSTOR Alternative, License Termination Expenditures          3-54 3.5b  Unit 2, SAFSTOR Alternative, Spent Fuel Management Expenditures        3-57 3.5c  Unit 2, SAFSTOR Alternative, Site Restoration Expenditures              3-60 5.1  DECON Alternative, Decommissioning Waste Summary                          5-5 5.2  SAFSTOR Alternative, Decommissioning Waste Summary                        5-6 6.1  DECON Alternative, Decommissioning Cost Elements                        6-4 6.2  SAFSTOR Alternative, Decommissioning Cost Elements                      6-5 FIGURES 4.1  DECON Activity Schedule                                                  4-3 4.2  Decommissioning Timeline, DECON                                          4-5 4.3  Decommissioning Timeline, SAFSTOR                                        4-6 5.1  Radioactive Waste Disposition                                            5-3 5.2  Decommissioning Waste Destinations, Radiological                          5-4 APPENDICES A. Unit Cost Factor Development                                            A-1 B. Unit Cost Factor Listing                                                B-1 C. Detailed Cost Analysis, DECON                                            C-1 D. Detailed Cost Analysis, SAFSTOR                                          D-1 E. Detailed Cost Analysis, ISFSI                                            E-1 TLG Services, Inc.                                                          000008
 
Comanche Peak Nuclear Power Plant                          Document L11-1774-001, Rev. 0 Decommissioning Cost Analysis                                            Page vi of xxi TABLE OF ACRONYMS / ABBREVIATIONS AIF/NESP-036        Atomic Industrial Forum document delineating a standardized cost estimating model for decommissioning ALARA                As-Low-As-Reasonably-Achievable Comanche Peak        Comanche Peak Nuclear Power Plant CERCLA              Comprehensive Environmental Response, Compensation, and Liability Act (also referred to as Superfund)
CFR                  Code of Federal Regulations CPPC                Comanche Peak Power Company, LLC DECCER              TLG's Proprietary Decommissioning Cost Model DECON                Prompt Decommissioning (NRC Acronym)
DOC                  Decommissioning Operations Contractor DOE                  Department of Energy ENTOMB              Entombment or Hardened Storage (NRC Acronym)
EPA                  Environmental Protection Agency FSAR                Final Safety Analysis Report GTCC                Greater-than-Class C (as defined by 10 CFR §61)
IP                  Industrial Package ISFSI                Independent Spent Fuel Storage Installation LSA                Low Specific Activity LTP                License Termination Plan MARSSIM              Multi-Agency Radiation Survey and Site Investigation Manual MOU                  Memorandum of Understanding (between NRC and EPA)
MPC                  Multi-Purpose Canister MTU                  Metric Tons of Uranium NRC                Nuclear Regulatory Commission (or Commission)
NSSS                Nuclear Steam Supply System NWPA                Nuclear Waste Policy Act OFF                Oldest Fuel First PERT                Program Evaluation and Review Technique PSDAR              Post-Shutdown Decommissioning Activities Report SAFSTOR            Passive Storage (NRC Acronym)
SCO                Surface Contaminated Object TEDE                Total Effective Does Equivalent WDF                Work Difficulty Adjustment Factors TLG Services, Inc.                                                                000009
 
Comanche Peak Nuclear Power Plant            Document L11-1774-001, Rev. 0 Decommissioning Cost Analysis                              Page vii of xxi REVISION LOG No.          Date            Item Revised    Reason for Revision 0      05-11-2020                            Original Issue TLG Services, Inc.                                                  000010
 
Comanche Peak Nuclear Power Plant                              Document L11-17 74-00 1, Rev. 0 Decommissioning Cost Analysis                                                  Page viii of xxi EXECUTIVE
 
==SUMMARY==
 
This report presents estimates of the cost to decommission the Comanche Peak Nuclear Power Plant (Comanche Peak) for the selected decommissioning alternatives following the scheduled and permanent cessation of plant operations. The estimates are designed to provide Comanche Peak Power Company LLC (CPPC) with sufficient information to assess its financial obligations, as they pertain to the decommissioning of Comanche Peak.
The analysis relies upon site-specific, technical information from an evaluation prepared in 2014,[1] updated to reflect current plant inventory, current assumptions pertaining to the operating life of the reactor, disposition of the two nuclear units and relevant industry experience in undertaking such projects. The costs are based on several key assumptions in areas of regulation, component characterization, high-level radioactive waste management, low-level radioactive waste disposal, performance uncertainties (contingency) and site restoration requirements.
The analysis is not a detailed engineering evaluation, but estimates prepared in advance of the detailed engineering required to carry out the decommissioning of Comanche Peak. It may also not reflect the actual plan to decommission Comanche Peak; the plan may differ from the assumptions made in this analysis based on facts that exist at the time of decommissioning.
The 2014 plant inventory, the basis for the decontamination and dismantling requirements and cost, and the decommissioning waste streams, were reviewed for this analysis. The only substantive changes made to the plant inventory from the 2014 analysis (that would impact decommissioning) is the addition of the Stator Rewind building.
The costs to decommission Comanche Peak for the alternatives evaluated are tabulated at the end of this section. Costs are reported in 2019 dollars and include monies anticipated to be spent for radiological remediation and operating license termination, spent fuel management, and site restoration activities.
A complete discussion of the assumptions relied upon in this analysis is provided in Section 3, along with schedules of annual expenditures for each scenario. A sequence of significant project activities is provided in Section 4 with timelines for each scenario. Detailed cost reports used to generate the summary tables contained within this document are provided in Appendices C and D.
1  "Decommissioning Cost Study for the Comanche Peak Nuclear Power Plant," Document L11-1703-001, Rev. 0, TLG Services, Inc., May 2015 TLG Services, Inc.                                                                      000011
 
Comanche Peak Nuclear Power Plant                                      Document L11-1774-001, Rev. 0 Decommissioning Cost Analysis                                                            Page ix of xxi Consistent with the 2014 analysis, the current cost estimates assume that the shutdown of the nuclear units is a scheduled and pre-planned event (e.g., there is no delay in transitioning the plant and workforce from operations or in obtaining regulatory relief from operating requirements). The estimates include the continued operation of the fuel building as an interim wet fuel storage facility for approximately five and one-half years after Unit 2 operations cease. During this time period, it is assumed that the spent fuel residing in the pools will be transferred to an independent spent fuel storage installation (ISFSI) located on the site. The ISFSI will remain operational until the Department of Energy (DOE) is able to complete the transfer of the fuel to a federal facility (e.g., a monitored retrievable storage facility).[21 Alternatives and Regulations The Nuclear Regulatory Commission (NRC) provided initial decommissioning requirements in its rule adopted on June 27, 1988.131 In this rule, the NRC set forth financial criteria for decommissioning licensed nuclear power facilities. The regulations addressed planning needs, timing, funding methods, and environmental review requirements for decommissioning. The rule also defined three decommissioning alternatives as being acceptable to the NRC: DECON, SAFSTOR, and ENTOMB.
DECON is defined as "the alternative in which the equipment, structures, and portions of a facility and site containing radioactive contaminants are removed or decontaminated to a level that permits the property to be released for unrestricted use shortly after cessation of operations."[41 SAFSTOR is defined as "the alternative in which the nuclear facility is placed and maintained in a condition that allows the nuclear facility to be safely    stored      and      subsequently          decontaminated        (deferred decontamination) to levels that permit release for unrestricted use."[51 Decommissioning is to be completed within 60 years, although longer time periods will be considered when necessary to protect public health and safety.
Projected expenditures for spent fuel management identified in the cost analyses do not consider any compensation from the DOE with regard to the delays incurred by CPPC in the timely removal of spent fuel from the site.
3  U.S. Code of Federal Regulations, Title 10, Parts 30, 40, 50, 51, 70 and 72 "General Requirements for Decommissioning Nuclear Facilities," Nuclear Regulatory Commission, Federal Register Volume 53, Number 123 (p 24018 et seq.), June 27, 1988 4  Ibid. Page 24022, Column 3 5  Ibid.
TLG Services, Inc.                                                                                000012
 
Comanche Peak Nuclear Power Plant                                      Document L11-1774-001, Rev. 0 Decommissioning Cost Analysis                                                            Page x of xxi ENTOMB is defined as "the alternative in which radioactive contaminants are encased in a structurally long-lived material, such as concrete; the entombed structure is appropriately maintained and continued surveillance is carried out until the radioactive material decays to a level permitting unrestricted release of the property."[6] As with the SAFSTOR alternative, decommissioning is currently required to be completed within 60 years, although longer time periods will also be considered when necessary to protect public health and safety.
The 60-year restriction has limited the practicality for the ENTOMB alternative at commercial reactors that generate significant amounts of long-lived radioactive material. In 2017, the NRC's staff issued the regulatory basis for proposed new regulations on the decommissioning of commercial nuclear power reactors. In the regulatory basis, the NRC staff proposed removing any discussion of the ENTOMB option from existing guidance documents "since the method is not deemed practically feasible for current U.S. power reactors, and the timeframe for decommissioning completion using the ENTOMB method is generally inconsistent with current regulations."[71 In 1996, the NRC published revisions to the general requirements for decommissioning nuclear power plants to clarify ambiguities and codify procedures and terminology as a means of enhancing efficiency and uniformity in the decommissioning process.E8] The amendments allow for greater public participation and better define the transition process from operations to decommissioning. Regulatory Guide 1.184, issued in July 2000, (as revised in October 2013), further described the methods and procedures acceptable to the NRC staff for implementing the requirements of the 1996 revised rule relating to the initial activities and major phases of the decommissioning process.
The costs and schedules presented in this analysis follow the general guidance and processes described in the amended regulations. The format and content of the estimates is also consistent with the recommendations of Regulatory Guide 1.202, issued in February 2005.[9]
6  Ibid. Page 24023, Column 2 7  "Regulatory Improvement for Power Reactors Transitioning to Decommissioning," NRC Regulatory Basis Document, Docket ID NRC-2015-0070, RIN Number 3150-AJ59, November 20, 2017 8  U.S. Code of Federal Regulations, Title 10, Parts 2, 50, and 51, "Decommissioning of Nuclear Power Reactors," Nuclear Regulatory Commission, Federal Register Volume 61, (p 39278 et seq.), July 29, 1996 9  "Standard Format and Content of Decommissioning Cost Estimates for Nuclear Power Reactors,"
Regulatory Guide 1.202, U.S. Nuclear Regulatory Commission, February 2005 TLG Services, Inc.                                                                                000013
 
Comanche Peak Nuclear Power Plant                                      Document L11-1774-001, Rev. 0 Decommissioning Cost Analysis                                                            Page xi of xxi In 2011, the NRC issued regulations to improve decommissioning planning and thereby reduce the likelihood that any current operating facility will become a legacy site.R0I The regulations require licensees to report additional details in their decommissioning cost estimate, including a decommissioning estimate for the ISFSI. This estimate is provided in Appendix E.
Comanche Peak Decommissioning Scenarios Two decommissioning scenarios were evaluated for Comanche Peak. The scenarios selected are representative of alternatives currently available to CPPC and are defined as follows:
: 1. The first scenario assumes that the units would be promptly decommissioned (DECON alternative) upon the expiration of the current operating licenses, i.e.,
2030 and 2033 for Units 1 and 2, respectively. Spent fuel in the wet storage pools would be relocated to the ISFSI for interim storage until such time that the DOE can complete the transfer, presumed to be in the year 2095.
: 2. In the second scenario, the nuclear units are placed into safe-storage (SAFSTOR alternative) at the end of their current operating licenses. Spent fuel in wet storage pools at that time would be relocated to the ISFSI for interim storage so as to minimize caretaking costs. The fuel would be transferred to the DOE (consistent with the assumptions in the DECON scenario) until the process is presumed to be complete in the year 2095. Decommissioning is deferred to the maximum extent (approximately 50 years) such that the property is released for unrestricted use within the generally required 60-year period (i.e., 2090, based upon the current Unit 1 shutdown date).
Methodology The methodology used to develop the estimates described within this document follows the basic approach originally presented in the cost estimating guidelines[111 developed by the Atomic Industrial Forum (now Nuclear Energy Institute). This reference describes a unit factor method for determining decommissioning activity costs. The unit factors used in this analysis incorporate site-specific costs and the latest available information on worker productivity in decommissioning.
10  U.S. Code of Federal Regulations, Title 10, Parts 20, 30, 40, 50, 70, and 72, "Decommissioning Planning," Nuclear Regulatory Commission, Federal Register Volume 76, (p 35512 et seq.), June 17, 2011 11  T.S. LaGuardia et al., "Guidelines for Producing Commercial Nuclear Power Plant Decommissioning Cost Estimates," AIF/NESP-036, May 1986 TLG Services, Inc.                                                                                000014
 
Comanche Peak Nuclear Pozver Plant                                  Document L11-1774-001, Rev. 0 Decommissioning Cost Analysis                                                        Page xii of xxi An activity duration critical path is used to determine the total decommissioning program schedule. This is required for calculating the carrying costs, which include program management, administration, field engineering, equipment rental, quality assurance, and security. This systematic approach for assembling decommissioning estimates ensures a high degree of confidence in the reliability of the resulting costs.
The estimates also reflect lessons learned from TLG's involvement in the Shippingport Station Decommissioning Project, completed in 1989, as well as the decommissioning of the Cintichem reactor, hot cells and associated facilities, completed in 1997. In addition, the planning and engineering for the Rancho Seco, Trojan, Yankee Rowe, Big Rock Point, Maine Yankee, Humboldt Bay-3, Oyster Creek, Connecticut Yankee, Crystal River, Vermont Yankee, Fort Calhoun and Pilgrim nuclear units have provided additional insight into the process, the regulatory aspects, and the technical challenges of decommissioning commercial nuclear units.
Contingency Consistent with cost estimating practice, contingencies are applied to the decontamination and dismantling costs developed as "specific provision for unforeseeable elements of cost within the defined project scope, particularly important where previous experience relating estimates and actual costs has shown that unforeseeable events which will increase costs are likely to occur."[1-2] The cost elements in the estimates are based on ideal conditions; therefore, the types of unforeseeable events that are almost certain to occur in decommissioning, based on industry experience, are addressed through a percentage contingency applied on a line-item basis. This contingency factor is a nearly universal element in all large-scale construction and demolition projects. It should be noted that contingency, as used in this analysis, does not account for price escalation and inflation in the cost of decommissioning over the remaining operating life of the nuclear units.
Contingency funds are expected to be fully expended throughout the program. As such, inclusion of contingency is necessary to provide assurance that sufficient funding will be available to accomplish the intended tasks.
Low-Level Radioactive Waste Management The contaminated and activated material generated in the decontamination and dismantling of a commercial nuclear reactor is classified as low-level (radioactive) waste, although not all of the material is suitable for "shallow-land" disposal. With the passage of the "Low-Level Radioactive Waste Policy Act" in 1980,[131 and its 12  Project and Cost Engineers' Handbook, Second Edition, American Association of Cost Engineers, Marcel Dekker, Inc., New York, New York, p. 239 13  "Low-Level Radioactive Waste Policy Act of 1980," Public Law 96-573, 1980 TLG Services, Inc.                                                                            000015
 
Comanche Peak Nuclear Power Plant                                Document L11-1774-001, Rev. 0 Decommissioning Cost Analysis                                                      Page xiii of xxi Amendments of 1985,[141 the States became ultimately responsible for the disposition of low-level radioactive waste generated within their own borders.
The Texas Compact disposal facility is now operational and waste is being accepted from generators including CPPC by the operator, Waste Control Specialists (WCS).
For the purposes of this analysis, low-level radioactive waste generated in the decontamination and dismantling of the plant and remediation of the Comanche Peak site, and designated for direct disposal, is assumed to be shipped to the Texas Compact site. Waste disposal costs are based upon the Environmental Service Agreement for the disposal of low-level radioactive waste at the Texas Compact waste disposal facility between CPPC and WCS.
The dismantling of the components residing closest to the reactor core generates radioactive waste that may be considered unsuitable for shallow-land disposal (i.e., low-level radioactive waste with concentrations of radionuclides that exceed the limits established by the NRC for Class C radioactive waste Greater than Class C or GTCC.
The Low-Level Radioactive Waste Policy Amendments Act of 1985 assigns the federal government the responsibility for the disposal of this material. The Act also states that the beneficiaries of the activities resulting in the generation of such radioactive waste bear all reasonable costs of disposing of such waste. However, to date, the federal government has not identified a cost, if any, for GTCC disposal or a schedule for acceptance.
For purposes of this analysis only, the GTCC radioactive waste is assumed to be packaged and disposed of in a manner similar to high-level waste and at a cost equivalent to that envisioned for the spent fuel. The GTCC is packaged in the same canisters used for spent fuel and stored on site (at the ISFSI). The GTCC is assumed to be transferred to a designated Federal disposal facility once the spent fuel has been removed from the site.
High-Level Radioactive Waste Management Congress passed the "Nuclear Waste Policy Act"[1-51 (NWPA) in 1982, assigning the federal government's long-standing responsibility for disposal of the spent nuclear fuel and high level radioactive waste created by the commercial nuclear generating plants to the DOE. The NWPA provides that DOE will enter into contracts with utilities in which DOE promises to take the utilities' spent fuel and high-level radioactive waste and utilities will pay the cost of the disposition services for that material. The NWPA, 14  "Low-Level Radioactive Waste Policy Amendments Act of 1985," Public Law 99-240, 1986 15  "Nuclear Waste Policy Act of 1982 and Amendments," DOE's Office of Civilian Radioactive Management, 1982 TLG Services, Inc.                                                                            000016
 
Comanche Peak Nuclear Power Plant                                    Document L11-1774-001, Rev. 0 Decommissioning Cost Analysis                                                          Page xiv of xxi along with the individual contracts with the utilities, specifies that the DOE was to begin accepting spent fuel by January 31, 1998.
Today, the country is at an impasse on high-level waste disposal, despite DOE's submittal of its License Application for a geologic repository to the NRC in 2008. The Obama administration eliminated the budget for the repository program while promising to "conduct a comprehensive review of policies for managing the back end of the nuclear fuel cycle ... and make recommendations for a new plan."[161 Towards this goal, the Obama administration appointed a Blue Ribbon Commission on America's Nuclear Future (Blue Ribbon Commission) to make recommendations for a new plan for nuclear waste disposal. The Blue Ribbon Commission's charter included a requirement that it consider "[o]ptions for safe storage of used nuclear fuel while final disposition pathways are selected and deployed."[171 On January 26, 2012, the Blue Ribbon Commission issued its "Report to the Secretary of Energy" containing a number of recommendations on nuclear waste disposal. Two of the recommendations that may impact decommissioning planning are:
o "[T]he United States [should] establish a program that leads to the timely development of one or more consolidated storage facilities."0-81 o "[T]he United States should undertake an integrated nuclear waste management program that leads to the timely development of one or more permanent deep geological facilities for the safe disposal of spent fuel and high-level nuclear waste."[191 In January 2013, the DOE issued the "Strategy for the Management and Disposal of Used Nuclear Fuel and High-Level Radioactive Waste," in response to the recommendations made by the Blue Ribbon Commission and as "a framework for moving toward a sustainable program to deploy an integrated system capable of transporting, storing, and disposing of used nuclear fuel..."[201 16  "Advisory Committee Charter, Blue Ribbon Commission on America's Nuclear Future," Appendix A, January 2012 17  Ibid.
18  "Blue Ribbon Commission on America's Nuclear Future, Report to the Secretary of Energy,"
http://www.brc.gov/sites/clefault/files/doeuments/bre finalreport jan2012.pdf, p. 32, January 2012 19  Ibid., p.27 20  "Strategy for the Management and Disposal of Used Nuclear Fuel and High-Level Radioactive Waste," U.S. DOE, January 11, 2013 TLG Services, Inc.                                                                              000017
 
Comanche Peah Nuclear Power Plant                                    Document L11-1774-001, Rev. 0 Decommissioning Cost Analysis                                                          Page xv of xxi "With the appropriate authorizations from Congress, the Administration currently plans to implement a program over the next 10 years that:
o Sites, designs and licenses, constructs and begins operations of a pilot interim storage facility by 2021 with an initial focus on accepting used nuclear fuel from shut-down reactor sites; O Advances toward the siting and licensing of a larger interim storage facility to be available by 2025 that will have sufficient capacity to provide flexibility in the waste management system and allows for acceptance of enough used nuclear fuel to reduce expected government liabilities; and
* Makes demonstrable progress on the siting and characterization of repository sites to facilitate the availability of a geologic repository by 2048."[211 The NRC's review of DOE's license application to construct a geologic repository at Yucca Mountain was suspended in 2011 when the Obama administration significantly reduced the budget for completing that work. However, the US Court of Appeals for the District of Columbia Circuit issued a writ of mandamus (in August 2013)[22] ordering NRC to comply with federal law and resume its review of DOE's Yucca Mountain repository license application to the extent allowed by previously appropriated funding for the review. That review is now complete with the publication of the five-volume safety evaluation report. A supplement to DOE's environmental impact statement and an adjudicatory hearing on the contentions filed by interested parties must be completed before a licensing decision can be made.
Although the DOE proposed it would start fuel acceptance in 2025, no progress has been made in the repository program since DOE's 2013 strategy was issued except for the completion of the Yucca Mountain safety evaluation report.
Completion of the decommissioning process is dependent upon the DOE's ability to remove spent fuel from the site in a timely manner. DOE's repository program assumes that spent fuel allocations will be accepted for disposal from the nation's commercial nuclear plants, with certain exceptions defined in the DOE Contract, in the order (the "queue") in which it was discharged from the reactor.[231 CPPC's current spent fuel 21 Ibid., p.2 22 U.S. Court of Appeals for the District Of Columbia Circuit, In Re: Aiken County, et al, Aug.
2013,http://www.cadc.uscourts.gov/internet/opinions.nsf/BAEOCF3z1F762EBD985257BCGOO4DE B18/$file/11-1271-1451347.pdf 23 In 2008, the DOE issued a report to Congress in which it concluded that it did not have authority, under present law, to accept spent nuclear fuel for interim storage from decommissioned commercial nuclear power reactor sites. However, the Blue Ribbon Commission, in its final report, noted that:
  "[A]ccepting spent fuel according to the OFF [Oldest Fuel First] priority ranking instead of giving priority to shutdown reactor sites could greatly reduce the cost savings that could be TLG Services, Inc.                                                                                000018
 
Comanche Peak Nuclear Power Plant                                      Document L11-1774-001, Rev. 0 Decommissioning Cost Analysis                                                            Page xvi of xxi management plan for the Comanche Peak spent fuel is based in general upon: 1) a 2056 start date for DOE initiating transfer of Comanche Peak spent fuel to a federal facility (not necessarily a final repository), and 2) a spent fuel transfer 2095 completion date.
Different DOE acceptance assumptions would result in different completion dates.
The 2056 start date for DOE acceptance of Comanche Peak spent fuel is based on assumed initial operation of the nation's first federal facility (not necessarily a final repository) in 25 years (2045) and Comanche Peak's place in the Oldest Fuel First (OFF) spent fuel queue per the schedule provided in DOE/RW-0567, Acceptance Priority Ranking & Annual Capacity Report.[241 DOE/RW-0567 also assumes an annual cap of 3000 metric tons of uranium (MTU) on its ability to accept spent nuclear fuel. Pursuant to that assumption, it is estimated that CPPC will be able to ship between 50 and 60 MTU per year from Comanche Peak to a federal interim storage facility or a geologic repository. This is an equivalent of 118 to 142 fuel assemblies per year, or approximately 4 dry cask containers (128 spent fuel assemblies) per year. At this rate, all spent fuel is estimated to be removed from the Comanche Peak site by 2095.
The NRC requires that licensees establish a program to manage and provide funding for the caretaking of all irradiated fuel at the reactor site until title of the fuel is transferred to the DOE.[251Interim storage of the fuel, until the DOE has completed the transfer, will be in the fuel building's spent fuel storage pools, as well as at an on-site ISFSI.
achieved through consolidated storage if priority could be given to accepting spent fuel from shutdown reactor sites before accepting fuel from still-operating plants. .... The magnitude of the cost savings that could be achieved by giving priority to shutdown sites appears to be large enough (i.e., in the billions of dollars) to warrant DOE exercising its right under the Standard Contract to move this fuel first." For planning purposes only, this estimate does not assume that Comanche Peak, as a permanently shutdown station, will receive priority; the fuel removal schedule assumed in this estimate is based upon DOE acceptance of fuel according to the "Oldest Fuel First" priority ranking. The plant owner will seek the most expeditious means of removing fuel from the site when DOE commences performance.
24  DOE/RW-0567 was published in July 2004 by the Department of Energy Office of Civilian Radioactive Waste Management. Although an alternate location may be sited in the future, the referenced study based on Yucca Mountain is the most recent report issued by DOE.
25  U.S. Code of Federal Regulations, Title 10, Part 50, "Domestic Licensing of Production and Utilization Facilities," Subpart 54 (bb), "Conditions of Licenses" TLG Services, Inc.                                                                                000019
 
Comanche Peak Nuclear Power Plant                                    Document L11-1774-001, Rev. 0 Decommissioning Cost Analysis                                                      Page xvii of xxi An ISFSI, operated under a Part 50 General License (in accordance with 10 CFR 72, Subpart K1261), has been constructed to support continued plant operations. The facility will be expanded at Comanche Peak to support future decommissioning operations.
Once the spent fuel storage pools are emptied, the fuel building can be either decontaminated and dismantled or prepared for long term storage.
DOE has breached its obligations to remove fuel from reactor sites, and has also failed to provide CPPC with information about how it will ultimately perform. DOE officials have stated that DOE does not have an obligation to accept already-canistered fuel without an amendment to DOE's contracts with plant licensees to remove the fuel (the "Standard Contract"), but DOE has not explained what any such amendment would involve. Consequently, CPPC has no information or expectations on how DOE will remove fuel from the site in the future. In the absence of information about how DOE will perform, and for purposes of this analysis only, it is assumed that DOE will accept already-canistered fuel. If this assumption is incorrect, it is assumed that DOE will have liability for costs incurred to transfer the fuel to DOE-supplied containers.
CPPC's position is that the DOE has a contractual obligation to accept the spent fuel earlier than the projections set out above consistent with its contract commitments. No assumption made in this study should be interpreted to be inconsistent with this claim.
However, at this time, including the cost of storing spent fuel in this study is the most reasonable approach because it insures the availability of sufficient decommissioning funds at the end of the station's life if, contrary to its contractual obligation, the DOE has not performed earlier.
Site Restoration The efficient removal of the contaminated materials at the site may result in damage to many of the site structures. Blasting, coring, drilling, and the other decontamination activities can substantially damage power block structures, potentially weakening the footings and structural supports. It is unreasonable to anticipate that these structures would be repaired and preserved after the radiological contamination is removed. The cost to dismantle site structures with a work force already mobilized is more efficient and less costly than if the process is deferre d.
Consequently, this study assumes that non-essential site structures addressed by this analysis are removed, once remediation is complete, to a nominal depth of three feet below the local grade level wherever possible. The site is then graded and stabilized.
26  U.S. Code of Federal Regulations, Title 10, Part 72, Subpart K, "General License for Storage of Spent Fuel at Power Reactor Sites" TLG Services, Inc.                                                                            000020
 
Comanche Peak Nuclear Power Plant                            Document L11-1774-001, Rev. 0 Decommissioning Cost Analysis                                              Page xviii of xxi Summary The cost to decommission Comanche Peak assumes the removal of all contaminated and activated plant components and structural materials such that CPPC may then have unrestricted use of the site with no further requirements for an operating license. Low-level radioactive waste, other than GTCC waste, is sent to a controlled disposal facility.
Decommissioning and subsequent License Termination, exclusive of the ISFSI, is accomplished within the 60-year period required by current NRC regulations. Spent fuel remains in storage at the site until such time that the transfer to a DOE facility is complete (assumed to be 2095 for purposes of this analysis). Once the transfer is complete, the ISFSI is decommissioned and the site released for unrestricted use.
The decommissioning scenarios are described in Section 2. The assumptions are presented in Section 3, along with schedules of annual expenditures. The major cost contributors are identified in Section 6, with detailed activity costs, waste volumes, and associated manpower requirements delineated in Appendices C and D for the DECON and SAFSTOR alternatives. The major cost components are also identified in the cost summary provided at the end of this section.
The cost elements in the estimates are assigned to one of three subcategories: NRC License Termination, Spent Fuel Management, and Site Restoration. The subcategory "NRC License Termination" is used to accumulate costs that are consistent with "decommissioning" as defined by the NRC in its financial assurance regulations (i.e., 10 CFR Part 50.75). The cost reported for this subcategory is generally sufficient to terminate the operating licenses for the two reactors, recognizing that there may be some additional cost impact from spent fuel management. This subcategory also includes the costs of disposing of the retired steam generators and the reactor vessel closure head from Unit 1. The study assumes that the disposal of the components would occur after shutdown; however, the costs are identified separately because the disposal activities could be conducted at any time. The License Termination cost subcategory also includes costs to decommission the ISFSI (as required by 10 CFR §72.30). Section 3.5.1 provides the basis for the ISFSI decommissioning cost.
The "Spent Fuel Management" subcategory contains costs associated with the containerization and transfer of spent fuel from the wet storage pools to the ISFSI for interim storage, as well as the transfer of the spent fuel in storage at the ISFSI to the DOE. Costs are included for the expansion of the existing ISFSI to accommodate all of the spent fuel generated during plant operations, operation of the fuel building's storage pools until the spent fuel is transferred to the ISFSI, and the management of the ISFSI until such time that the transfer to DOE is complete. It does not include any spent fuel management expenses incurred prior to the cessation of plant operations, nor does it include any costs related to the final disposal of the spent fuel.
TLG Services, Inc.                                                                    000021
 
Comanche Peak Nuclear Power Plant                            Document L11-1774-001, Rev. 0 Decommissioning Cost Analysis                                              Page xix of xxi "Site Restoration" is used to capture costs associated with the dismantling and demolition of buildings and facilities demonstrated to be free from contamination. This includes structures never exposed to radioactive materials, as well as those facilities that have been decontaminated to appropriate levels. Structures are removed to a depth of three feet and backfilled to conform to local grade.
It should be noted that the costs assigned to these subcategories are allocations.
Delegation of cost elements is for the purposes of comparison (e.g., with NRC financial guidelines) or to permit specific financial treatment (e.g., Asset Retirement Obligation determinations). In reality, there can be considerable interaction between the activities in the three subcategories. For example, an owner may decide to remove non-contaminated structures early in the project to improve access to highly contaminated facilities or plant components. In these instances, the non-contaminated removal costs could be reassigned from Site Restoration to an NRC License Termination support activity. However, in general, the allocations represent a reasonable accounting of those costs that can be expected to be incurred for the specific subcomponents of the total estimated program cost, if executed as described.
As noted within this document, the estimates were developed and costs are presented in 2019 dollars. As such, the estimates do not reflect the escalation of costs (due to inflationary and market forces) over the remaining operating life of the station or during the decommissioning period.
TLG Services, Inc.                                                                  000022
 
Comanche Peak Nuclear Power Plant                                    Document L11-1774-001, Rey. 0 Decommissioning Cost Analysis                                                        Page xx of xxi DECON COST
 
==SUMMARY==
 
DECOMMISSIONING COST ELEMENTS (thousands of 2019 dollars)
Cost Element                                            Unit 1        Unit 2            Total Decontamination                                            11,341        17,057          28,398 Removal                                                    88,805      135,799          224,603 Packaging                                                  30,685        31,258          61,943 Transportation                                            11,042          9,559          20,601 Waste Disposal                                            83,300 ;      80,865          164,165 Off-site Waste Processing [1]                                    -              -              -
Program Management [2]                                  275,145      305,367          580,512 Security                                                  132,081      111,849          243,931 Spent Fuel Pool(s) Isolation                              14,174          9,449          23,624 Spent Fuel Management (Direct Costs) [3]                  129,420      127,317          256,737 Insurance and Regulator Fees                              35,680        30,562          66,242 Energy                                                    18,234        13,890          32,124 Characterization and Licensing Surveys                    17,436        16,771          34,207 Property Taxes                                            38,100        28,200          66,300 Miscellaneous Equipment                                      9,609        9,269          18,878 Decommissioning Staff Severance                            11,850        11,850          23,701 Total [4]                                                906,903      939,062        1,845,964 Cost Element                                            Unit 1        Unit 2            Total License Termination                                      585,345        590,212        1,175,558 Spent Fuel Management                                    275,928        274,017          549,946 Site Restoration                                          45,629        74,832          120,461 Total [4]                                                906,903        939,062        1,845,964
[1] Not currently cost competitive with direct waste disposal
[2] Includes engineering costs
[3] Excludes program management costs (staffing) but includes costs for spent fuel loading/transfer/spent fuel pools O&M and EP fees
[4] Columns may not add due to rounding TLG Seruices, Inc.                                                                            000023
 
Comanche Peak Nuclear Power Plant                                    Document L11-1774-001, Rev. 0 Decommissioning Cost Analysis                                                        Page xxi of xxi SAFSTOR COST
 
==SUMMARY==
 
DECOMMISSIONING COST ELEMENTS (thousands of 2019 dollars)
Cost Element                                            Unit 1        Unit 2            Total Decontamination                                            9,509        15,763          25,272 Removal                                                    92,786      136,856          229,642 Packaging                                                  25,809        26,266          52,075 Transportation                                              9,705          7,908          17,613 Waste Disposal                                            80,864        77,706          158,571 Off-site Waste Processing111                                      -            -                -
Program Management [2]                                  334,585        349,423          684,008 Security                                                164,042        144,238          308,280 Spent Fuel Pool(s) Isolation                              14,174          9,449          23,624 Spent Fuel Management (Direct Costs) [31                122,218        120,116          242,335 Insurance and Regulatory Fees                              60,834        55,988          116,823 Energy                                                    28,036        26,772          54,808 Characterization and Licensing Surveys                    17,605        16,638 ,        34,243 Property Taxes                                            38,100        28,200          66,300 Miscellaneous Equipment                                    20,049        40,354          60,404 Decommissioning Staff Severance                            11,850        11,850          23,701 Total [4]                                              1,030,167      1,067,529        2,097,696 Cost Element                                            Unit 1        Unit 2          Total License Termination                                      713,679        722,396        1,436,075 S ent Fuel Management                                    269,329 l      268,762          538,090 Site Restoration                                          47,160        76,371          123,531 Total [41                                              1,030,167      1,067,529        2,097,696 Not currently cost competitive with direct waste disposal Includes engineering costs Excludes program management costs (staffing) but includes costs for spent fuel loading/transfer/spent fuel pools O&M and EP fees
[4] Columns may not add due to rounding TLG Services, Inc.                                                                            000024
 
Comanche Peak Nuclear Power Plant                                  Document L11-1774-001, Rev. 0 Decommissioning Cost Analysis                                            Section 1, Page 1 of 9
: 1. INTRODUCTION This report presents estimates of the costs to decommission the Comanche Peak Nuclear Power Plant (Comanche Peak) for the selected decommissioning alternatives following the scheduled and permanent cessation of plant operations. The current estimates are designed to provide Comanche Peak Power Company LLC (CPPC) with sufficient information to assess their financial obligations, as they pertain to the decommissioning of Comanche Peak.
The analysis relies upon site-specific, technical information from an earlier evaluation prepared in 2014,[1]* updated to reflect current plant inventory, current assumptions pertaining to the operating life of the reactor, disposition of the nuclear station and relevant industry experience in undertaking such projects. The costs are based on several key assumptions in areas of regulation, component characterization, high-level radioactive waste management, low-level radioactive waste disposal, performance uncertainties (contingency) and site restoration requirements.
The analysis is not a detailed engineering evaluation, but rather estimates prepared in advance of the detailed engineering required to carry out the decommissioning of the nuclear station. It may also not reflect the actual plan to decommission Comanche Peak; the plan may differ from the assumptions made in this analysis based on facts that exist at the time of decommissioning.
The 2014 plant inventory, the basis for the decontamination and dismantling requirements and cost, and the decommissioning waste streams, were reviewed for this analysis. The only substantive changes made to the plant inventory from the 2014 analysis (that would impact decommissioning) is the addition of the Stator Rewind building.
1.1 OBJECTIVES OF STUDY The objectives of this analysis are to present comprehensive estimates of the costs to decommission Comanche Peak, to provide a sequence or schedule for the associated activities, and to identify the waste streams expected from the decontamination and dismantling activities.
For the purposes of this study, the shutdown dates for the two units are assumed to be on February 8, 2030, for Unit 1 and on February 2, 2033, for Unit 2, based upon the expiration of the current operating licenses.
                      " References provided in Section 7 of the document TLG Services, Inc.                                                                        000025
 
Comanche Peak Nuclear Power Plant                        Document L11-1774-001, Rev. 0 Decommissioning Cost Analysis                                      Section 1, Page 2 of 9 1.2 SITE DESCRIPTION Comanche Peak is located in Somervell County in North Central Texas, approximately 65 miles southwest of the Dallas-Fort Worth area. The nearest communities are Glen Rose and Granbury, about 4 and 10 miles, respectively, from the site. The station is comprised of two nuclear units that are essentially identical except for certain auxiliary systems.
The two nuclear steam supply systems (NSSS) each consist of a pressurized water reactor and a four-loop reactor coolant system. They are authorized to operate at 3,612 megawatts (thermal), following approval of a stretch power uprate application in 2008.
Each of the four loops of the reactor coolant system contains a vertical U-tube type steam generator and a single speed centrifugal reactor coolant pump. In addition, the system includes an electrically heated pressurizer, a pressurizer relief tank, and interconnected piping. The reactor coolant system is housed within a containment vessel, a free-standing cylindrical steel structure enclosed by a separate reinforced concrete reactor building. The Containment Building is designed to provide biological shielding as well as missile protection for the steel containment vessel. '[LG1] The containment shell is anchored to the Containment Building foundation with a steel liner plate encased in concrete forming the base of the containment.
Heat produced in the reactor is converted to electrical energy by the steam and power conversion system. A turbine-generator system converts the thermal energy of steam produced in the steam generators into mechanical shaft power and then into electrical energy. The turbine generators consist of a tandem (single shaft) arrangement of a double-flow high-pressure turbine and two identical double-flow, low-pressure turbines driving a direct-coupled generator at 1800 rpm. The turbines are operated in a closed feedwater cycle, which condenses the steam. The heated feedwater is then returned to the steam generators. The condenser circulating water system removes heat rejected in the main condensers. The heat is dissipated to Squaw Creek Reservoir.
TLG Services, Inc.                                                                000026
 
Comanche Peak Nuclear Power Plant                          Document L11-1774-001, Rev. 0 Decommissioning Cost Analysis                                      Section 1, Page 3 of 9 1.3 REGULATORY GUIDANCE The Nuclear Regulatory Commission (NRC) provided initial decommissioning requirements in its rule "General Requirements for Decommissioning Nuclear Facilities," issued in June 1988.121 This rule set forth financial criteria for decommissioning licensed nuclear power facilities. The regulation addressed decommissioning planning needs, timing, funding methods, and environmental review requirements. The intent of the rule was to ensure that decommissioning would be accomplished in a safe and timely manner and that adequate funds would be available for this purpose. Subsequent to the rule, the NRC issued Regulatory Guide 1.159, "Assuring the Availability of Funds for Decommissioning Nuclear Reactors,"[31 which provided additional guidance to the licensees of nuclear facilities on the financial methods acceptable to the NRC staff for complying with the requirements of the rule. The regulatory guide addressed the funding requirements and provided guidance on the content and form of the financial assurance mechanisms indicated in the rule.
The rule defined three decommissioning alternatives as being acceptable to the NRC: DECON, SAFSTOR, and ENTOMB. The DECON alternative assumes that any contaminated or activated portion of the plant's systems, structures and facilities are removed or decontaminated to levels that permit the site to be released for unrestricted use shortly after the cessation of plant operations.
The rule also placed limits on the time allowed to complete the decommissioning process. For all alternatives, the process is restricted in overall duration to 60 years, unless it can be shown that a longer duration is necessary to protect public health and safety. At the conclusion of a 60-year dormancy period (or longer if the NRC approves such a case), the site would still require significant remediation to meet the unrestricted release limits for license termination.
The 60-year restriction has limited the practicality for the ENTOMB alternative at commercial reactors that generate significant amounts of long-lived radioactive material. In 2017, the NRC's staff issued the regulatory basis for proposed new regulations on the decommissioning of commercial nuclear power reactors. In the regulatory basis, the NRC staff proposed removing any discussion of the ENTOMB option from existing guidance documents "since the method is not deemed practically feasible for current U.S. power reactors, and the timeframe for decommissioning completion using the ENTOMB method is generally inconsistent with current regulations."[4].
In 1996, the NRC published revisions to the general requirements for decommissioning nuclear power plants[51 When the decommissioning regulations were adopted in 1988, it was assumed that the majority of licensees TLG Services, Inc.                                                                  000027
 
Comanche Peak Nuclear Power Plant                          Document L11-1774-001, Rev. 0 Decommissioning Cost Analysis                                      Section 1, Page 4 of 9 would decommission at the end of the facility's operating licensed life. Since that time, several licensees permanently and prematurely ceased operations.
Exemptions from certain operating requirements were required once the reactor was defueled to facilitate the decommissioning. Each case was handled individually, without clearly defined generic requirements. The NRC amended the decommissioning regulations in 1996 to clarify ambiguities and codify procedures and terminology as a means of enhancing efficiency and uniformity in the decommissioning process. The amendments allow for greater public participation and better define the transition process from operations to decommissioning.
Under the revised regulations, licensees will submit written certification to the NRC within 30 days after the decision to cease operations. Certification will also be required once the fuel is permanently removed from the reactor vessel.
Submittal of these notices, along with related changes to Technical Specifications, entitle the licensee to a fee reduction and eliminate the obligation to follow certain requirements needed only during operation of the reactor.
Before or within two years following cessation of operations, the licensee must submit a Post-Shutdown Decommissioning Activities Report (PSDAR) to the NRC. The PSDAR describes the planned decommissioning activities, the associated sequence and schedule, and an estimate of expected costs. Prior to completing decommissioning, the licensee is required to submit an application to the NRC to terminate the license, which includes a license termination plan (LTP).
In 2011, the NRC issued regulations to improve decommissioning planning and thereby reduce the likelihood that any current operating facility will become a legacy site.[6] The regulations require licensees to report additional details in their decommissioning cost estimate including a decommissioning estimate for the ISFSI. This estimate is provided in Appendix E.
1.3.1 Low-Level Radioactive Waste Management The contaminated and activated material generated in the decontamination and dismantling of a commercial nuclear reactor is classified as low-level (radioactive) waste, although not all of the material is suitable for "shallow-land" disposal. With the passage of the "Low-Level Radioactive Waste Policy Act" in 1980, [71 and its Amendments of 1985,[81 the States became ultimately responsible for the disposition of low-level radioactive waste generated within their own borders.
TLG Services, Inc.                                                                  000028
 
Comanche Peak Nuclear Power Plant                          Document L11-1774-001, Rev. 0 Decommissioning Cost Analysis                                      Section 1, Page 5 of 9 The Texas Compact disposal facility is now operational and waste is being accepted from generators including CPPC by the operator, Waste Control Specialists (WCS).
For the purposes of this analysis, low-level radioactive waste generated in the decontamination and dismantling of the plant and remediation of the Comanche Peak site, and designated for direct disposal, is assumed to be shipped to the Texas Compact site. Waste disposal costs are based upon the Environmental Service Agreement for the disposal of low-level radioactive waste at the Texas compact waste disposal facility between CPPC and WCS.
The dismantling of the components residing closest to the reactor core generates radioactive waste that may be considered unsuitable for shallow-land disposal (i.e., low-level radioactive waste with concentrations of radionuclides that exceed the limits established by the NRC for Class C radioactive waste Greater than Class C or GTCC). The Low-Level Radioactive Waste Policy Amendments Act of 1985 assigns the federal government the responsibility for the disposal of this material. The Act also states that the beneficiaries of the activities resulting in the generation of such radioactive waste bear all reasonable costs of disposing of such waste. However, to date, the federal government has not identified a cost, if any, for GTCC disposal or a schedule for acceptance.
For purposes of this analysis only, the GTCC radioactive waste is assumed to be packaged and disposed of in a manner similar to high-level waste and at a cost equivalent to that envisioned for the spent fuel.
The GTCC is packaged in the same canisters used for spent fuel and stored on site ( at the ISFSI). The GTCC is assumed to be transferred to a designated federal disposal facility once the spent fuel has been removed from the site.
1.3.2 High-Level Radioa'ctive Waste Management Congress passed the "Nuclear Waste Policy Act"[9] (NWPA) in 1982, assigning the federal government's long-standing responsibility for disposal of the spent nuclear fuel and high level radioactive waste created by the commercial nuclear generating plants to the DOE. The NWPA provides that DOE will enter into contracts with utilities in which DOE promises to take the utilities' spent fuel and high-level radioactive waste and utilities will pay the cost of the disposition services for that material. The NWPA, along with the individual contracts with the utilities, specifies that the DOE was to begin accepting spent fuel by January 31, 1998.
TLG Services, Inc.                                                                  000029
 
Comanche Peak Nuclear Power Plant                          Document L11-1774-001, Rev. 0 Decommissioning Cost Analysis                                      Section 1, Page 6 of 9 Today, the country is at an impasse on high-level waste disposal, despite DOE's submittal of its License Application for a geologic repository to the NRC in 2008. The Obama administration eliminated the budget for the repository program and while promising to "conduct a comprehensive review of policies for managing the back end of the nuclear fuel cycle ...
and make recommendations for a new plan." Towards this goal, the Obama administration appointed a Blue Ribbon Commission on America's Nuclear Future (Blue Ribbon Commission) to make recommendations for a new plan for nuclear waste disposal. The Blue Ribbon Commission's charter includes a requirement that it consider
          "[o]ptions for safe storage of used nuclear fuel while final disposition pathways are selected and deployed."[N]
On January 26, 2012, the Blue Ribbon Commission issued its "Report to the Secretary of Energy" containing a number of recommendations on nuclear waste disposal. Two of the recommendations that may impact decommissioning planning are:
              *  "[T]he United States [should] establish a program that leads to the timely development of one or more consolidated storage facilities."
              *  "[T]he United States should undertake an integrated nuclear waste management program that leads to the timely development of one or more permanent deep geological facilities for the safe disposal of spent fuel and high-level nuclear waste."[111 In January 2013, the DOE issued the "Strategy for the Management and Disposal of Used Nuclear Fuel and High-Level Radioactive Waste," in response to the recommendations made by the Blue Ribbon Commission and as "a framework for moving toward a sustainable program to deploy an integrated system capable of transporting, storing, and disposing of used nuclear fuel..."[12]
          "With the appropriate authorizations from Congress, the Administration currently plans to implement a program over the next 10 years that:
* Sites, designs and licenses, constructs and begins operations of a pilot interim storage facility by 2021 with an initial focus on accepting used nuclear fuel from shut-down reactor sites;
* Advances toward the siting and licensing of a larger interim storage facility to be available by 2025 that will have sufficient capacity to provide flexibility in the waste management system TLG Services, Inc.                                                                000030
 
Comanche Peak Nuclear Power Plant                            Document L11-1774-001, Rev. 0 Decommissioning Cost Analysis                                        Section 1, Page 7 of 9 and allows for acceptance of enough used nuclear fuel to reduce expected government liabilities; and
* Makes demonstrable progress on the siting and characterization of repository sites to facilitate the availability of a geologic repository by 2048."
The NRC's review of DOE's license application to construct a geologic repository at Yucca Mountain was suspended in 2011 when the Obama administration significantly reduced the budget for completing that work.
However, the US Court of Appeals for the District of Columbia Circuit issued a writ of mandamus (in August 2013) ordering NRC to comply with federal law and resume its review of DOE's Yucca Mountain repository license application to the extent allowed by previously appropriated funding for the review. That review is now complete with the publication of the five-volume safety evaluation report. A supplement to DOE's environmental impact statement and an adjudicatory hearing on the contentions filed by interested parties must be completed before a licensing decision can be made. Although the DOE proposed it would start fuel acceptance in 2025, no progress has been made in the repository program since DOE's 2013 strategy was issued except for the completion of the Yucca Mountain safety evaluation report.
Completion of the decommissioning process is dependent upon the DOE's ability to remove spent fuel from the site in a timely manner. DOE's repository program assumes that spent fuel allocations will be accepted for disposal from the nation's commercial nuclear plants, with certain exceptions defined in the DOE Contract, in the order (the "queue") in which it was discharged from the reactor. CPPC's current spent fuel management plan for the Comanche Peak spent fuel is based in general upon: 1) a 2056 start date for DOE initiating transfer of Comanche Peak spent fuel to a federal facility (not necessarily a final repository), and 2) a spent fuel transfer 2095 completion date. Different DOE acceptance assumptions would result in different completion dates.
The 2056 start date for DOE acceptance of Comanche Peak spent fuel is based on assumed initial operation of the nation's first federal facility (not necessarily a final repository) in 25 years (2045) and Comanche Peak's place in the Oldest Fuel First (OFF) spent fuel queue per the schedule provided in DOE/RW-0567, Acceptance Priority Ranking & Annual Capacity Report.[131 DOE/RW-0567 also assumes an annual cap of 3000 metric tons of uranium (MTU) on its ability to accept spent nuclear fuel. Pursuant to that assumption, it is estimated that CPPC will be able to ship between 50 TLG Services, Inc.                                                                    000031
 
Comanche Peak Nuclear Power Plant                              Document L11-1774-001, Rev. 0 Decommissioning Cost Analysis                                            Section 1, Page 8 of 9 and 60 MTU per year from Comanche Peak to a federal interim storage facility or a geologic repository. This is an equivalent of 118 to 142 fuel assemblies per year, or approximately 4 dry cask containers (128 spent fuel assemblies) per year. At this rate, all spent fuel is estimated to be removed from the Comanche Peak site by 2095.
The NRC requires that licensees establish a program to manage and provide funding for the caretaking of all irradiated fuel at the reactor site until title of the fuel is transferred to the DOE.I141 Interim storage of the fuel, until the DOE has completed the transfer, will be in the fuel building's spent fuel storage pools, as well as at an on-site ISFSI.
An ISFSI, operated under a Part 50 General License (in accordance with 10 CFR 72, Subpart K[151), has been constructed at Comanche Peak to support continued plant operations. The facility is assumed to be expanded to support future decommissioning operations. Once the spent fuel storage pools are emptied the fuel building can be either decontaminated and dismantled or prepared for long term storage.
DOE has breached its obligations to remove fuel from reactor sites, and has also failed to provide CPPC with information about how it will ultimately perform. DOE officials have stated that DOE does not have an obligation to accept already-canistered fuel without an amendment to DOE's contracts with plant licensees to remove the fuel (the "Standard Contract"), but DOE has not explained what any such amendment would involve. Consequently, CPPC has no information or expectations on how DOE will remove fuel from the site in the future. In the absence of information about how DOE will perform, and for purposes of this analysis only, it is assumed that DOE will accept already-canistered fuel.
If this assumption is incorrect, it is assumed that DOE will have liability for costs incurred to transfer the fuel to DOE-supplied containers.
CPPC's position is that the DOE has a contractual obligation to accept the spent fuel earlier than the projections set out above consistent with its contract commitments. No assumption made in this study should be interpreted to be inconsistent with this claim. However, at this time, including the cost of storing spent fuel in this study is the most reasonable approach because it insures the availability of sufficient decommissioning funds at the end of the station's life if, contrary to its contractual obligation, the DOE has not performed earlier.
TLG Services, Inc.                                                                      000032
 
Comanche Peak Nuclear Power Plant                          Document L11-1774-001, Rev. 0 Decommissioning Cost Analysis                                      Section 1, Page 9 of 9 1.3.3 Radiological Criteria for License Termination In 1997, the NRC published Subpart E, "Radiological Criteria for License Termination,"[16] amending 10 CFR Part 20. This subpart provides radiological criteria for releasing a facility for unrestricted use. The regulation states that the site can be released for unrestricted use if radioactivity levels are such that the average member of a critical group would not receive a Total Effective Dose Equivalent (TEDE) in excess of 25 millirem per year, and provided that residual radioactivity has been reduced to levels that are As Low As Reasonably Achievable (ALARA).
The decommissioning estimates assume that the Comanche Peak site will be remediated to a residual level consistent with the NRC-prescribed level.
It should be noted that the NRC and the Environmental Protection Agency (EPA) differ on the amount of residual radioactivity considered acceptable in site remediation. The EPA has two limits that apply to radioactive materials. An EPA limit of 15 millirem per year is derived from criteria established by the Comprehensive Environmental Response, Compensation, and Liability Act (CERCLA or Superfund).[17] An additional and separate limit of 4 millirem per year, as defined in 40 CFR
          §141.66, is applied to drinking water.[181 On October 9, 2002, the NRC signed an agreement with the EPA on the radiological decommissioning and decontamination of NRC-licensed sites.
The Memorandum of Understanding (MOU)['91 provides that EPA will defer exercise of authority under CERCLA for the majority of facilities decommissioned under NRC authority. The MOU also includes provisions for NRC and EPA consultation for certain sites when, at the time of license termination, (1) groundwater contamination exceeds EPA-permitted levels; (2) NRC contemplates restricted release of the site; and/or (3) residual radioactive soil concentrations exceed levels defined in the MOU.
The MOU does not impose any new requirements on NRC licensees and should reduce the involvement of the EPA with NRC licensees who are decommissioning. Most sites are expected to meet the NRC criteria for unrestricted use, and the NRC believes that only a few sites will have groundwater or soil contamination in excess of the levels specified in the MOU that trigger consultation with the EPA. However, if there are other hazardous materials on the site, the EPA may be involved in the cleanup.
As such, the possibility of dual regulation remains for certain licensees.
The present study does not include any costs for this occurrence.
TLG Services, Inc.                                                                000033
 
Comanche Peak Nuclear Power Plant                            Document L11-1774-001, Rev. 0 Decommissioning Cost Analysis                                        Section 2, Page 1 of 12
: 2. DECOMMISSIONING ALTERNATIVES Detailed cost estimates were developed to decommission Comanche Peak based upon the approved decommissioning alternatives: DECON and SAFSTOR.
Two decommissioning scenarios were evaluated for Comanche Peak. The scenarios selected are representative of alternatives available to CPPC and are defined as follows:
: 1. The first scenario assumes that the units would be promptly decommissioned (DECON alternative) upon the expiration of the current operating licenses, i.e.,
2030 and 2033 for Units 1 and 2, respectively. Spent fuel in the wet storage pools would be relocated to the ISFSI for interim storage until such time that the DOE can complete the transfer, presumed to be in the year 2095.
: 2. In the second scenario, the nuclear units are placed into safe-storage (SAFSTOR alternative) at the end of their current operating licenses. Spent fuel in wet storage pools at that time would be relocated to the ISFSI for interim storage so as to minimize caretaking costs. The fuel would be transferred to the DOE (consistent with the assumptions in the DECON scenario) until the process is presumed to be complete in the year 2095. Decommissioning is deferred to the maximum extent (approximately 50 years) such that the property is released for unrestricted use within the generally required 60-year period (i.e., 2090 based upon the current Unit 1 shutdown date).
The following sections describe the basic activities associated with each alternative.
Although detailed procedures for each activity identified are not provided, and the actual sequence of work may vary, the activity descriptions provide a basis not only for estimating but also for the expected scope of work, i.e., engineering and planning at the time of decommissioning.
The conceptual approach that the NRC has described in its regulations divides decommissioning into three phases. The initial phase commences with the effective date of permanent cessation of operations and involves the transition of both plant and licensee from reactor operations (i.e., power production) to facility de-activation and closure. During the first phase, notification is to be provided to the NRC certifying the permanent cessation of operations and the removal of fuel from the reactor vessel. The licensee is then prohibited from reactor operation.
The second phase encompasses activities during the storage period or during major decommissioning activities, or a combination of the two. The third phase pertains to the activities involved in license termination. The decommissioning estimates developed for Comanche Peak are also divided into phases or periods; however, TLG Services, Inc.                                                                    000034
 
Comanche Peak Nuclear Power Plant                          Document L11-1774-001, Rev. 0 Decommissioning Cost Analysis                                      Section 2, Page 2 of 12 demarcation of the phases is based upon major milestones within the project or significant changes in the projected expenditures.
2.1 DECON The DECON alternative, as defined by the NRC, is "the alternative in which the equipment, structures, and portions of a facility and site containing radioactive contaminants are removed or decontaminated to a level that permits the property to be released for unrestricted use shortly after cessation of operations."
This study does not address the cost to dispose of the spent fuel residing at the site; such costs are funded through a surcharge on electrical generation.
However, the study does estimate the costs incurred with the interim on-site storage of the fuel pending shipment by the DOE to an off-site disposal facility.
2.1.1 Period 1 - Preparations In anticipation of the cessation of plant operations, detailed preparations are undertaken to provide a smooth transition from plant operations to site decommissioning. Through implementation of a staffing transition plan, the organization required to manage the intended decommissioning activities is assembled from available plant staff and outside resources.
Preparations include the planning for permanent defueling of the reactor, revision of technical specifications applicable to the operating conditions and requirements, a characterization of the facility and major components, and the development of the PSDAR.
Engineering and Planning The PSDAR provides a description of the licensee's planned decommissioning activities, a timetable, and the associated financial requirements of the intended decommissioning program. Upon receipt of the PSDAR, the NRC will make the document available to the public for comment in a local hearing to be held in the vicinity of the reactor site.
Ninety days following submittal and NRC receipt of the PSDAR, the licensee may begin to perform major decommissioning activities under a modified 10 CFR §50.59 procedure, i.e., without specific NRC approval.
Major activities are defined as any activity that results in permanent removal of major radioactive components, permanently modifies the structure of the containment, or results in dismantling components (for shipment) containing GTCC, as defined by 10 CFR §61. Major components are further defined as comprising the reactor vessel and internals, large bore reactor coolant system piping, steam generators, and other large components that are radioactive. The NRC includes the following TLG Services, Inc.                                                                  000035
 
Comanche Peak Nuclear Power Plant                            Document L11-1774-001, Rev. 0 Decommissioning Cost Analysis                                        Section 2, Page 3 of 12 additional criteria for use of the §50.59 process in decommissioning. The proposed activity must not:
* foreclose release of the site for possible unrestricted use,
* significantly increase decommissioning costs,
* cause any significant environmental impact, or
* violate the terms of the licensee's existing license.
Existing operational technical specifications are reviewed and modified to reflect plant conditions and the safety concerns associated with permanent cessation of operations. The environmental impact associated with the planned decommissioning activities is also considered. Typically, a licensee will not be allowed to proceed if the consequences of a particular decommissioning activity are greater than that bounded by previously evaluated environmental assessments or impact statements. In this instance, the licensee would have to submit a license amendment for the specific activity and update the environmental report.
The decommissioning program outlined in the PSDAR will be designed to accomplish the required tasks within the ALARA guidelines (as defined in 10 CFR §20) for protection of personnel from exposure to radiation hazards. It will also address the continued protection of the health and safety of the public and the environment during the dismantling activity.
Consequently, with the development of the PSDAR, activity specifications, cost-benefit and safety analyses, and work packages and procedures, would be assembled to support the proposed decontamination and dismantling activities.
Site Preparations Following final plant shutdown, and in preparation for                    actual decommissioning activities, the following activities are initiated:
Characterization of the site and surrounding environs. This includes radiation surveys of work areas, major components (including the reactor vessel and its internals), internal piping, and primary shield cores.
* Isolation of the spent fuel storage pools and fuel handling systems, such that decommissioning operations can commence on the balance of the plant. The pools will remain operational for approximately five and one half years following the cessation of Unit 2 operations. During TLG Services, Inc.                                                                    000036
 
Comanche Peak Nuclear Power Plant                          Document L11-1774-001, Rev. 0 Decommissioning Cost Analysis                                      Section 2, Page 4 of 12 this time period, it is assumed that the spent fuel residing in the pools that cannot be directly transferred to the DOE will be moved to an ISFSI for interim storage.
Specification of transport and disposal requirements for activated materials and/or hazardous materials, including shielding and waste stabilization.
* Development of procedures for occupational exposure control, control and release of liquid and gaseous effluent, processing of radwaste (including dry-active waste, resins, filter media, metallic and non-metallic components generated in decommissioning), site security and emergency programs, and industrial safety.
2.1.2 Period 2 - Decommissioning Operations This period includes the physical decommissioning activities associated with the removal and disposal of contaminated and activated components and structures, including the successful termination of the 10 CFR §50 operating license. Significant decommissioning activities in this phase include:
* Construction of temporary facilities and/or modification of existing facilities to support dismantling activities. This may include a centralized processing area to facilitate equipment removal and component preparations for off-site disposal.
* Reconfiguration and modification of site structures and facilities as needed to support decommissioning operations. This may include the upgrading of roads (on- and off-site) as required to facilitate hauling and transport. Modifications may be required to the containment structure to facilitate access of large/heavy equipment. Modifications may also be required to the refueling area of the building to support the segmentation of the reactor vessel internals and component extraction.
* Design and fabrication of temporary and permanent shielding to support removal and transportation activities, construction of contamination control envelopes, and the procurement of specialty tooling.
* Procurement (lease or purchase) of shipping canisters, cask liners, and industrial packages.
* Decontamination of components and piping systems as required to control (minimize) worker exposure.
TLG Services, Inc.                                                                  000037
 
Comanche Peak Nuclear Power Plant                          Document L11-1774-001, Rev. 0 Decommissioning Cost Analysis                                      Section 2, Page 5 of 12
* Removal of piping and components no longer essential to support decommissioning operations.
* Removal of control rod drive housings and the head service structure from reactor vessel head.
Removal and segmentation of the upper internals assemblies.
Segmentation will maximize the loading of the shielded transport casks, i.e., by weight and activity. The operations are conducted under water using remotely operated tooling and contamination controls.
Disassembly and segmentation of the remaining reactor internals, including the core baffle assembly, lower core barrel, and lower core plate. Some material is expected to exceed Class C disposal requirements. As such, the segments will be packaged in modified fuel storage canisters for geologic disposal.
Segmentation of the reactor vessel. A shielded platform is installed for segmentation as cutting operations are performed in-air using remotely operated equipment within a contamination control envelope. The water level is maintained just below the cut to minimize the working area dose rates. Segments are transferred in-air to containers that are stored under water, for example, in an isolated area of the refueling canal.
Removal of the activated portions of the concrete biological shield and accessible contaminated concrete surfaces. If dictated by the steam generator and pressurizer removal scenarios, those portions of the associated cubicles necessary for access and component extraction are removed.
Removal of the steam generators and pressurizer for material recovery and controlled disposal. The generators will be moved to an on-site processing center and the steam domes removed for transportation.
The steam domes, internal components, the lower shell and tube bundle will be packaged for direct disposal. These components can serve as their own burial containers provided that all penetrations are properly sealed and the internal contaminants are stabilized, e.g., with grout. Steel shielding will be added, as necessary, to those external areas of the package to meet transportation limits and regulations.
TLG Services, Inc.                                                                  000038
 
Comanche Peak Nuclear Power Plant                          Document L11-1774-001, Rev. 0 Decommissioning Cost Analysis                                      Section 2, Page 6 of 12 At least two years prior to the anticipated date of license termination, a LTP is required. Submitted as a supplement to the Final Safety Analysis Report (FSAR) or its equivalent, the plan must include: a site characterization, description of the remaining dismantling activities, plans for site remediation, procedures for the final radiation survey, designation of the end use of the site, an updated cost estimate to complete the decommissioning, and any associated environmental concerns. The NRC will notice the receipt of the plan, make the plan available for public comment, and schedule a local hearing. LTP approval will be subject to any conditions and limitations as deemed appropriate by the NRC. The licensee may then commence with the final remediation of site facilities and services, including:
* Removal of remaining plant systems and associated components as they become nonessential to the decommissioning program or worker health and safety (e.g., waste collection and treatment systems, electrical power and ventilation systems).
* Removal of the steel liners from refueling canal, disposing of the activated and contaminated sections as radioactive waste. Removal of any activated/ contaminated concrete.
* Surveys of the decontaminated areas of the containment structure.
* Remediation and removal of the contaminated equipment and material from the auxiliary and fuel building and any other contaminated facility. Radiation and contamination controls will be utilized until residual levels indicate that the structures and equipment can be released for unrestricted access and conventional demolition. This activity may necessitate the dismantling and disposition of most of the systems and components (both clean and contaminated) located within these buildings. This activity will facilitate surface decontamination and subsequent verification surveys required prior to obtaining release for demolition.
* Routing of material removed in the decontamination and dismantling to a central processing area. Material certified to be free of contamination is released for unrestricted disposition, e.g., as scrap, recycle, or general disposal. Contaminated material is characterized and packaged for controlled disposal at the low-level radioactive waste disposal facility.
Incorporated into the LTP is the Final Survey Plan. This plan identifies the radiological surveys to be performed once the decontamination activities are completed and is developed using the guidance provided in TLG Services, Inc.                                                                  000039
 
Comanche Peak Nuclear Power Plant                          Document L11-1774-001, Rev. 0 Decommissioning Cost Analysis                                      Section 2, Page 7 of 12 the "Multi-Agency Radiation Survey and Site Investigation Manual (MARSSIM)."[Zol This document incorporates the statistical approaches to survey design and data interpretation used by the EPA. It also identifies commercially available instrumentation and procedures for conducting radiological surveys. Use of this guidance ensures that the surveys are conducted in a manner that provides a high degree of confidence that applicable NRC criteria are satisfied. Once the survey is complete, the results are provided to the NRC in a format that can be verified. The NRC then reviews and evaluates the information, performs an independent confirmation of radiological site conditions, and makes a determination on the requested change to the operating licenses (that would release the property, exclusive of the ISFSI, for unrestricted use).
The NRC will amend the operating licenses if it determines that site remediation has been performed in accordance with the LTP, and that the terminal radiation survey and associated documentation demonstrate that the property (exclusive of the ISFSI) is suitable for release.
2.1.3 Period 3 - Site Restoration Following completion of decommissioning operations, site restoration activities will begin. Efficient removal of the contaminated materials and verification that residual radionuclide concentrations are below the NRC limits will result in substantial damage to many of the structures.
Although performed in a controlled, safe manner, blasting, coring, drilling, scarification (surface removal), and the other decontamination activities will substantially degrade power block structures including the reactor, auxiliary, radwaste warehouse and fuel buildings. Under certain circumstances, verifying that subsurface radionuclide concentrations meet NRC site release requirements will require removal of grade slabs and lower floors, potentially weakening footings and structural supports.
This removal activity will be necessary for those facilities and plant areas where historical records, when available, indicate the potential for radionuclides having been present in the soil, where system failures have been recorded, or where it is required to confirm that subsurface process and drain lines were not breached over the operating life of the station.
It is not currently anticipated that these structures would be repaired and preserved after the radiological contamination is removed. The cost to dismantle site structures, once remediation is complete, with a work force already mobilized on site is more efficient than if the process is deferred.
TLG Services, Inc.                                                                  000040
 
Comanche Peak Nuclear Power Plant                          Document L11-1774-001, Rev. 0 Decommissioning Cost Analysis                                    Section 2, Page 8 of 12 This cost study presumes that non-essential structures and site facilities are dismantled as a continuation of the decommissioning activity.
Foundations and exterior walls are removed to a nominal depth of three feet below grade. The three-foot depth allows for the placement of gravel for drainage, as well as topsoil, so that vegetation can be established for erosion control. Site areas affected by the dismantling activities are restored and the plant area graded as required to prevent ponding and inhibit the refloating of subsurface materials.
Non-contaminated concrete rubble produced by demolition activities is processed to remove reinforcing steel and miscellaneous embedments.
The processed material is then used on site to backfill foundation voids.
Excess non-contaminated materials are trucked to an off-site area for disposal as construction debris.
2.1.4 ISFSI Operations and Decommissioning For purposes only of this estimate, transfer of spent fuel to a DOE repository or interim facility is assumed to be exclusively from the ISFSI.
If this assumption is incorrect, it is assumed that DOE will have liability for costs incurred to transfer the fuel to DOE-supplied containers and to dispose of existing containers. The ISFSI will continue to operate under a general license (10 CFR Part 50) following the amendment of the operating licenses to release the adjacent (power block) property.
Assuming the DOE starts accepting fuel from Comanche Peak in 2056, transfer of spent fuel from the ISFSI is anticipated to continue through the year 2095. This assumption is made for purposes of this estimate, although it is acknowledged that CPPC will seek the most expeditious means of removing fuel from the site when DOE commences performance.
At the conclusion of the spent fuel transfer process, the ISFSI will be decommissioned. The NRC will terminate the Part 50 license when it determines that the remediation of the ISFSI has been performed in accordance with an ISFSI license termination plan and that the final radiation survey and associated documentation demonstrate that the facility is suitable for release. Once the requirements are satisfied, the NRC can terminate the license for the ISFSI.
Spent fuel is stored on the ISFSI in multi-purpose canisters, with concrete overpacks. For purposes of this cost analysis, it is assumed that once the inner canisters containing the spent fuel assemblies have been removed, any required decontamination performed on the storage TLG Services, Inc.                                                                000041
 
Comanche Peak Nuclear Power Plant                          Document L11-1774-001, Rev. 0 Decommissioning Cost Analysis                                      Section 2, Page 9 of 12 overpack (some minor activation is assumed), and the license for the facility terminated, the concrete overpacks can be dismantled using conventional techniques for the demolition of reinforced concrete. The concrete storage pad is then removed and the area regraded to minimize ponding.
2.2 SAFSTOR The NRC defines SAFSTOR as "the alternative in which the nuclear facility is placed and maintained in a condition that allows the nuclear facility to be safely stored and subsequently decontaminated (deferred decontamination) to levels that permit release for unrestricted use." The facility is left intact (during the dormancy period), with structures maintained in a sound condition. Systems that are not required to support the spent fuel pools or site surveillance and security are drained, de-energized, and secured. Minimal cleaning/removal of loose contamination and/or fixation and sealing of remaining contamination is performed. Access to contaminated areas is secured to provide controlled access for inspection and maintenance.
The engineering and planning requirements are similar to those for the DECON alternative, although they are limited in scope with no large scale dismantling activities anticipated. Site preparations are also similar to those for the DECON alternative. However, with the exception of the required radiation surveys and site characterizations, the mobilization and preparation of site facilities is less extensive.
2.2.1 Period 1 - Preparations Preparations for long-term storage include the planning for permanent defueling of the reactor, revision of technical specifications appropriate to the operating conditions and requirements, a characterization of the facility and major components, and the development of the PSDAR.
The process of placing the station in safe-storage includes, but is not limited to, the following activities:
* Isolating of the spent fuel storage services and fuel handling systems so that safe-storage operations may commence on the balance of the plant. This activity may be carried out by plant personnel in accordance with existing operating technical specifications. Activities are scheduled around the fuel handling systems to the greatest extent possible.
TLG Services, Inc.                                                                  000042
 
Comanche Peak Nuclear Power Plant                          Document L11-1774-001, Rev. 0 Decommissioning Cost Analysis                                    Section 2, Page 10 of 12
* Transferring of the spent fuel from the storage pools to the ISFSI for interim storage, following the minimum required cooling period in the spent fuel pools.
* Draining and de-energizing of the non-contaminated systems not required to support continued site operations or maintenance.
* Disposing of contaminated filter elements and resin beds not required for processing wastes from layup activities for future operations.
* Draining of the reactor vessel, with the internals left in place and the vessel head secured.
* Draining and de-energizing non-essential, contaminated systems with decontamination as required for future maintenance and inspection.
* Preparing lighting and alarm systems whose continued use is required; de-energizing portions of fire protection, electric power, and HVAC systems whose continued use is not required.
* Cleaning of the loose surface contamination from building access pathways.
* Performing an interim radiation survey of the plant, posting warning signs where appropriate.
* Erecting physical barriers and/or securing all access to radioactive or contaminated areas, except as required for inspection and maintenance.
Installing security and surveillance monitoring equipment and relocating security fence around secured structures, as required.
2.2.2 Period 2 - Dormancy The second phase identified by the NRC in its rule addresses licensed activities during a storage period and is applicable to the dormancy phases of the deferred decommissioning alternatives. Dormancy activities include a 24-hour security force, preventive and corrective maintenance on security systems, area lighting, general building maintenance, heating and ventilation of buildings, routine radiological inspections of contaminated structures, maintenance of structural integrity, and a site environmental and radiation monitoring program. Site maintenance personnel perform equipment maintenance, inspection activities, routine services to maintain safe conditions, adequate lighting, heating, and ventilation, and periodic preventive maintenance on essential site services.
TLG Services, Inc.                                                                  000043
 
Comanche Peak Nuclear Power Plant                            Document L11-1774-001, Rev. 0 Decommissioning Cost Analysis                                      Section 2, Page 11 of 12 An environmental surveillance program is carried out during the dormancy period to ensure that releases of radioactive material to the environment are prevented and/or detected and controlled. Appropriate emergency procedures are established and initiated for potential releases that exceed prescribed limits. The environmental surveillance program constitutes an abbreviated version of the program in effect during normal plant operations.
Security during the dormancy period is conducted primarily to prevent unauthorized entry and to protect the public from the consequences of its own actions. The security fence, sensors, alarms, and other surveillance equipment provide security. Fire and radiation alarms are also monitored and maintained.
Consistent with the DECON alternative, the spent fuel storage pools are emptied within five and one half years of the cessation of operations. The transfer of the spent fuel to the DOE begins during the dormancy period in year 2056 and continues throughout (and beyond) the delayed decommissioning phase.
After a period of storage (such that license termination is accomplished within 60 years of the cessation of Unit 1 operations), it is required that the licensee submit an application to terminate the license, along with an LTP (described in Section 2.1.2), thereby initiating the third phase.
2.2.3 Periods 3 and 4 - Delayed Decommissioning Prior to the commencement of decommissioning operations, preparations are undertaken to reactivate site services and prepare for decommissioning. Preparations include engineering and planning, a detailed site characterization, and the assembly of a decommissioning management organization. Final planning for activities and the writing of activity specifications and detailed procedures are also initiated at this time.
Much of the work in developing a termination plan is relevant to the development of the detailed engineering plans and procedures. The activities associated with this phase and the follow-on decontamination and dismantling processes are detailed in Sections 2.1.1 and 2.1.2. The primary difference between the sequences anticipated for the DECON and this deferred scenario is the absence, in the latter, of any constraint on the availability of the fuel storage facilities for decommissioning.
TLG Services, Inc.                                                                    000044
 
Comanche Peak Nuclear Power Plant                            Document L11-1774-001, Rev. 0 Decommissioning Cost Analysis                                      Section 2, Page 12 of 12 Variations in the length of the dormancy period are expected to have some effect upon the quantities of radioactive wastes generated from system and structure removal operations. Given the levels of radioactivity and spectrum of radionuclides expected from forty years of plant operation, no plant process system identified as being contaminated upon final shutdown will become releasable due to the decay period alone. The delay in decommissioning yields lower working area radiation levels. As such, the estimates for this delayed scenario incorporate reduced ALARA controls for the SAFSTOR's lower occupational exposure potential.
Although the initial radiation levels due to 60Co will decrease during the dormancy period, the internal components of the reactor vessel will still exhibit sufficiently high radiation dose rates to require remote sectioning under water due to the presence of long-lived radionuclides such as 94Nb, 59 Ni, and 63Ni. Therefore, the dismantling procedures described for the DECON alternative would still be employed during this scenario. Portions of the biological shield wall will still be radioactive due to the presence of activated trace elements with long half-lives (152Eu and 154Eu).
Decontamination will require controlled removal and disposal. It is assumed that radioactive corrosion products on inner surfaces of piping and components will not have decayed to levels that will permit unrestricted use or allow conventional removal. These systems and components will be surveyed as they are removed and disposed of in accordance with the existing radioactive release criteria.
2.2.4 Period 5 - Site Restoration Following completion of decommissioning operations, site-restoration activities can begin. Dismantling, as a continuation of the decommissioning process, is clearly the most appropriate and cost-effective option, as described in Section 2.1.3. The basis for the dismantling cost in this scenario is consistent with that described for DECON, presuming the removal of structures and site facilities to a nominal depth of three feet below grade and the limited restoration of the site.
2.2.5 ISFSI Operations and Decommissioning Completion of the spent fuel transfer operations is currently assumed to be in year 2095. Once complete, the ISFSI will be decommissioned as described in Section 2.1.4.
TLG Services, Inc.                                                                    000045
 
Comanche Peak Nuclear Power Plant                            Document L11-1774-001, Rev. 0 Decommissioning Cost Analysis                                        Section 3, Page 1 of 60
: 3. COST ESTIMATE The cost estimates prepared for decommissioning Comanche Peak consider the unique features of the site, including the NSSS, power generation systems, support services, site buildings, and ancillary facilities. The basis of the estimates, including the sources of information relied upon, the estimating methodology employed, site-specific considerations, and other pertinent assumptions, is described in this section.
3.1 BASIS OF ESTIMATE The estimates were developed using the site-specific, technical information from the 2014 analysis. This information was reviewed for the current analysis and updated as deemed appropriate. The site-specific considerations and assumptions used in the previous evaluation were also revisited. Modifications were incorporated where new information was available or experience from ongoing decommissioning programs provided viable alternatives or improved processes.
3.2 METHODOLOGY The methodology used to develop the estimates follows the basic approach originally presented in the AIF/NESP-036 study report, "Guidelines for Producing Commercial Nuclear Power Plant Decommissioning Cost Estimates,"[21] and the DOE "Decommissioning Handbook."[22] These documents present a unit factor method for estimating decommissioning activity costs, which simplifies the estimating calculations. Unit factors for concrete removal
($/cubic yard), steel removal ($/ton), and cutting costs ($/inch) are developed using local labor rates. The activity-dependent costs are estimated with the item quantities (cubic yards and tons), developed from plant drawings and inventory documents. When specific CP information was not available, quantities were taken from information for a similar plant. Removal rates and material costs for the conventional disposition of components and structures rely upon information available in the industry publication, "Building Construction Cost Data," published by RSMeans.[23]
The unit factor method provides a demonstrable basis for establishing reliable cost estimates. The detail provided in the unit factors, including activity duration, labor costs (by craft), and equipment and consumable costs, ensures that essential elements have not been omitted. Appendix A presents the detailed development of a typical unit factor. Appendix B provides the values contained within one set of factors developed for this analysis.
TLG Services, Inc.                                                                    000046
 
Comanche Peak Nuclear Power Plant                          Document L11-1774-001, Rev. 0 Decommissioning Cost Analysis                                    Section 3, Page 2 of 60 Regulatory Guide 1.184[241 Revision 1, issued in October 2013, describes the methods and procedures that are acceptable to the NRC staff for implementing the requirements that relate to the initial activities and the major phases of the decommissioning process. The costs and schedules presented in this analysis follow the general guidance and sequence in the regulations. The format and content of the estimates is also consistent with the recommendations of Regulatory Guide 1.202,1251 issued February 2005.
This analysis reflects lessons learned from TLG's involvement in the Shippingport Station Decommissioning Project, completed in 1989, as well as the decommissioning of the Cintichem reactor, hot cells, and associated facilities, completed in 1997. In addition, the planning and engineering for the Rancho Seco, Trojan, Yankee Rowe, Big Rock Point, Maine Yankee, Humboldt Bay-3, Oyster Creek, Connecticut Yankee, Crystal River, Vermont Yankee, Fort Calhoun, Pilgrim and Indian Point nuclear units have provided additional insight into the process, the regulatory aspects, and the technical challenges of decommissioning commercial nuclear units.
Work Difficulty Factors TLG has historically applied work difficulty adjustment factors (WDFs) to account for the inefficiencies in working in a power plant environment. WDFs are assigned to each unique set of unit factors, commensurate with the inefficiencies associated with working in confined, hazardous environments.
The ranges used for the WDFs are as follows:
* Access Factor                                      10% to 20%
* Respiratory Protection Factor                      10% to 50%
* Radiation/ALARA Factor                            10% to 37%
* Protective Clothing Factor                        10% to 30%
* Work Break Factor                                      8.33%
The factors and their associated range of values were developed in conjunction with the AIF/NESP-036 study. The application of the factors is discussed in more detail in that publication.
Scheduling Program Durations The unit factors, adjusted by the WDFs as described above, are applied against the inventory of materials to be removed in the radiological controlled areas. The resulting man-hours, or crew-hours, are used in the development of the TLG Services, Inc.                                                                000047
 
Comanche Peak Nuclear Power Plant                          Document LH-1774-001, Rev. 0 Decommissioning Cost Analysis                                      Section 3, Page 3 of 60 decommissioning program schedule, using resource loading and event sequencing considerations. The scheduling of conventional removal and dismantling activities is based upon productivity information available from the "Building Construction Cost Data" publication. In the DECON alternative, dismantling of the fuel building systems and decontamination of the spent fuel pools are also dependent upon the timetable for the transfer of the spent fuel assemblies from the pools to the ISFSI.
An activity duration critical path is used to determine the total decommissioning program schedule. The schedule is relied upon in calculating the carrying costs, which include program management, administration, field engineering, equipment rental, and support services such as quality control and security. This systematic approach for assembling decommissioning estimates ensures a high degree of confidence in the reliability of the resulting costs.
3.3 IMPACT OF DECOMMISSIONING MULTIPLE REACTOR UNITS In estimating the near simultaneous decommissioning of two co-located reactor units there can be opportunities to achieve economies of scale, by sharing costs between units, and coordinating the sequence of work activities. There will also be schedule constraints, particularly where there are requirements for specialty equipment and staff, or practical limitations on when final status surveys can take place. For purposes of the estimates, Units 1 and 2 are assumed to be essentially identical. Common facilities have been assigned to Unit 2. A summary of the principal impacts is listed below.
* The sequence of work generally follows the principal that the work is done at Unit 1 first, followed by similar work at Unit 2. This permits the experience gained at Unit 1 to be applied by the workforce at the second unit. It should be noted however, that the estimates do not consider productivity improvements at the second unit, since there is little documented experience with decommissioning two units simultaneously. The work associated with developing activity specifications and procedures can be considered essentially identical between the two units, therefore the second unit costs are assumed to be a fraction of the first unit ( 43%).
* Segmenting the reactor vessel and internals will require the use of special equipment. The decommissioning project will be scheduled such that Unit 2's reactor internals and vessel are segmented after the activities at Unit 1 have been completed.
* Some program management and support costs, particularly costs associated with the more senior positions, can be avoided with two reactors undergoing decommissioning simultaneously. As a result, the estimates are based on a TLG Services, Inc.                                                                  000048
 
Comanche Peak Nuclear Power Plant                          Document L11-1774-001, Rev. 0 Decommissioning Cost Analysis                                    Section 3, Page 4 of 60 "lead" unit that includes these senior positions, and a "second" unit that excludes these positions. The designation as lead is based on the unit undertaking the most complex tasks (for instance vessel segmentation) or performing tasks for the first time.
* The final radiological survey schedule is also affected by a two-unit decommissioning schedule. It would be considered impractical to try to complete the final status survey of Unit 1, while Unit 2 still has ongoing radiological remediation work and waste handling in process. As such, the transfer of the spent fuel from the storage pools and subsequent decontamination of the fuel building is coordinated so as to synchronize the final status survey for the station.
* The final demolition of buildings at Units 1 and 2 are considered to take place concurrently. This is considered a reasonable assumption since access to the buildings is considered good at the station.
* Unit 1, as the first unit to enter decommissioning, incurs the majority of site characterization costs.
* Shared systems and structures are generally assigned to Unit 2.
* Station costs such as emergency response fees, regulatory agency fees, corporate overhead, and insurance are generally allocated on an equal basis between the two units.
3.4 FINANCIAL COMPONENTS OF THE COST MODEL TLG's proprietary decommissioning cost model, DECCER, produces a number of distinct cost elements. These direct expenditures, however, do not comprise the total cost to accomplish the project goal, i.e., license termination and site restoration.
Inherent in any cost estimate that does not rely on historical data is the inability to specify the precise source of costs imposed by factors such as tool breakage, accidents, illnesses, weather delays, and labor stoppages. In the DECCER cost model, contingency fulfills this role. Contingency is added to each line item to account for costs that are difficult or impossible to develop analytically. Such costs are historically inevitable over the duration of a job of this magnitude; therefore, this cost analysis includes funds to cover these types of expenses.
TLG Services, Inc.                                                                000049
 
Comanche Peak Nuclear Power Plant                          Document L11-1774-001, Rev. 0 Decommissioning Cost Analysis                                    Section 3, Page 5 of 60 3.4.1 Contingency The activity- and period-dependent costs are combined to develop the total decommissioning cost. A contingency is then applied on a line-item basis, using one or more of the contingency types listed in the AIF/NESP -036 study. "Contingencies" are defined in the American Association of Cost Engineers "Project and Cost Engineers' Handbook"[261 as "specific provision for unforeseeable elements of cost within the defined project scope; particularly important where previous experience relating estimates and actual costs has shown that unforeseeable events which will increase costs are likely to occur." The cost elements in this analysis are based upon ideal conditions and maximum efficiency; therefore, consistent with industry practice, contingency is included. In the AIF/NESP-036 study, the types of unforeseeable events that are likely to occur in decommissioning are discussed and guidelines are provided for percentage contingency in each category. It should be noted that contingency, as used in this analysis, does not account for price escalation and inflation in the cost of decommissioning over the remaining operating life of the station.
Contingency funds are an integral part of the total cost to complete the decommissioning process. Exclusion of this component puts at risk a successful completion of the intended tasks and, potentially, subsequent related activities. For this study, TLG examined the major activity-related problems (decontamination, segmentation, equipment handling, packaging, transport, and waste disposal) that necessitate a contingency.
Individual activity contingencies ranged from 10% to 75%, depending on the degree of difficulty judged to be appropriate from TLG's actual decommissioning experience. The contingency values used in this study are as follows:
* Decontamination                                            50%
* Contaminated Component Removal                              25%
* Contaminated Component Packaging                            10%
* Contaminated Component Transport                            15%
* Low-Level Radioactive Waste Disposal                        25%
* Reactor Segmentation                                        75%
* NSSS Component Removal                                      25%
* Reactor Waste Packaging                                    25%
* Reactor Waste Transport                                    25%
* Reactor Vessel Component Disposal                          50%
TLG Services, Inc.                                                                000050
 
Comanche Peak Nuclear Power Plant                        Document L11-1774-001, Rev. 0 Decommissioning Cost Analysis                                    Section 3, Page 6 of 60
* GTCC Disposal                                              15%
* Non-Radioactive Component Removal                          15%
* Heavy Equipment and Tooling                                15%
* Supplies                                                  25%
* Engineering                                                15%
* E nergy                                                    15%
* Characterization and Termination Surveys                  30%
* Construction                                              15%
* Taxes and Fees                                            10%
* Insurance                                                  10%
* Staffing                                                  15%
* Spent Fuel Storage (Dry) Systems                          15%
* Spent Fuel Transfer Costs                                  15%
* Operations and Maintenance Expenses                        15%
* ISFSI Decommissioning                                      25%
The contingency values are applied to the appropriate components of the estimates on a line item basis. A composite value is then reported at the end of each detailed estimate (as provided in Appendix C and D). A contingency of 25% is applied to the subtotal of the ISFSI decommissioning costs in Appendix E.
3.4.2 Financial Risk In addition to the routine uncertainties addressed by contingency, another cost element that is sometimes necessary to consider when bounding decommissioning costs relates to uncertainty, or risk. Examples can include changes in work scope, pricing, job performance, and other variations that could conceivably, but not necessarily, occur.
Consideration is sometimes necessary to generate a level of confidence in the estimate, within a range of probabilities. TLG considers these types of costs under the broad term "financial risk." Included within the category of financial risk are:
* Transition activities and costs: ancillary expenses associated with outplacement of 50% to 80% of the site labor force shortly after the cessation of plant operations, added cost for national or company-mandated retraining, and retention incentives for key personnel.
TLG Services, Inc.                                                                000051
 
Comanche Peak Nuclear Power Plant                          Document L11-1774-001, Rev. 0 Decommissioning Cost Analysis                                      Section 3, Page 7 of 60
* Delays in approval of the decommissioning plan due to intervention, public participation in local community meetings, legal challenges, and national and local hearings.
* Changes in the project work scope from the baseline estimate, involving the discovery of unexpected levels of contaminants, contamination in places not previously expected, contaminated soil previously undiscovered (either radioactive or hazardous material contamination), variations in plant inventory or configuration not indicated by the as-built drawings.
* Regulatory changes, for example, affecting worker health and safety, site release criteria, waste transportation, and disposal.
* Policy decisions altering national commitments (e.g., in the ability to accommodate certain waste forms for disposition), or in the timetable for such, for example, the start and rate of acceptance of spent fuel by the DOE.
* Pricing changes for basic inputs such as labor, energy, materials, and disposal. Items subject to widespread price competition (such as materials) may not show significant variation; however, others such as waste disposal could exhibit large pricing uncertainties, particularly in markets where limited access to services is available.
This cost study does not add any additional costs to the estimate for financial risk, since there is insufficient historical data from which to project future liabilities. Consequently, the areas of uncertainty or risk are revisited periodically and addressed through repeated revisions or updates of the base estimates (e.g., in accordance with Regulatory Guide 1.159).
3.5 SITE-SPECIFIC CONSIDERATIONS There are a number of site-specific considerations that affect the method for dismantling and removal of equipment from the site and the degree of restoration required. The cost impact of the considerations identified below is included in this cost study.
3.5.1 Spent Fuel Management The cost to dispose the spent fuel generated from plant operations is not reflected within the estimates to decommission Comanche Peak. Ultimate disposition of the spent fuel is within the province of the DOE's Waste Management System, as defined by the Nuclear Waste Policy Act. As TLG Services, Inc.                                                                  000052
 
Comanche Peak Nuclear Power Plant                          Document L11-1774-001, Rev. 0 Decommissioning Cost Analysis                                      Section 3, Page 8 of 60 such, the disposal cost is financed by a surcharge paid into the DOE's waste fund during operations. On November 19, 2013, the U.S. Court of Appeals for the D.C. Circuit ordered the Secretary of the Department of Energy to suspend collecting annual fees for nuclear waste disposal from nuclear power plant operators until the DOE has conducted a legally adequate fee assessment.
The NRC does, however, require licensees to establish a program to manage and provide funding for the management of all irradiated fuel at the reactor site until title of the fuel is transferred to the Secretary of Energy. This requirement is prepared for through inclusion of certain high-level waste cost elements within the estimates, as described below.
Completion of the decommissioning process is dependent upon the DOE's ability to remove spent fuel from the site in a timely manner. DOE's repository program assumes that spent fuel allocations will be accepted for disposal from the nation's commercial nuclear plants, with limited exceptions, in the order (the "queue") in which it was discharged from the reactor. CPPC's current spent fuel management plan for the Comanche Peak spent fuel is based in general upon: 1) a 2056 start date for DOE initiating transfer of Comanche Peak spent fuel to a federal facility (not necessarily a final repository), and 2) a spent fuel transfer 2095 completion date. The management of the spent fuel inventory is delineated in Table 3.1. Different DOE acceptance assumptions would result in different completion dates.
ISFSI An ISFSI pad has been constructed at Comanche Peak to hold 84 storage casks (overpacks). The ISFSI was licensed by the NRC under the general license provisions of 10 CFR Part 72. The first cask was placed on the ISFSI pad on February 28, 2012.
Assuming that the DOE doesn't start accepting spent fuel until 2055; Comanche Peak will need to construct a second pad to accommodate the entire inventory of spent fuel discharged over the reactors' operating life.
Construction of a second pad is included within the estimates. Post-shutdown and maintenance costs for the ISFSI pads are also included and address the cost for staffing the facilities, as well as security, insurance, and licensing fees. Costs are provided for the final disposition of the pads once the transfer is complete.
TLG Services, Inc.                                                                  000053
 
Comanche Peak Nuclear Pozver Plant                        Document L11-1774-001, Rev. 0 Decommissioning Cost Analysis                                    Section 3, Page 9 of 60 Canister Design The design and capacity of the ISFSI is based upon the HOLTEC HI-STORM 100S Version B dry storage system. The system consists of a multi-purpose canister (MPC) with a nominal capacity of 32 fuel assemblies and a concrete storage overpack.
Canister Loading and Transfer The estimates include the cost for the labor and equipment to load and transfer each spent fuel canister to the ISFSI. For estimating purposes, an allowance is used for the cost to transfer the fuel from the ISFSI into the DOE transport cask.
Since the DOE has not published details about its cask system, this rough estimate is necessary. However, use of this estimate should not be used to infer that TLG has any detailed information on the cask system DOE will ultimately provide.
Operations and Maintenance The estimates include the cost of operating and maintaining the spent fuel pools and the ISFSI, respectively. Pool operations are expected to continue approximately five and one half years after the cessation of Unit 2 operations. ISFSI operating costs are based upon a 2095 end date for spent fuel transfer.
ISFSI Decommissioning In accordance with 10 CFR §72.30, licensees must have a proposed decommissioning plan for the ISFSI site and facilities that includes a cost estimate for the plan. The plan should contain sufficient information on the proposed practices and procedures for the decontamination of the ISFSI and for the disposal of residual radioactive materials after all spent fuel, high-level radioactive waste, and reactor-related GTCC waste have been removed.
The storage overpacks are assumed to have some level of neutron-induced activation, as a result of the long-term storage of the fuel, i.e., to levels exceeding free-release limits. As an allowance, 14 overpacks are assumed to require remediation, equivalent to the number of overpacks required to accommodate the final core off load from both units. The cost of the TLG Services, Inc.                                                                  000054
 
Comanche Peak Nuclear Power Plant                          Document L11-1774-001, Rev. 0 Decommissioning Cost Analysis                                    Section 3, Page 10 of 60 disposition of this material, as well as the demolition of the ISFSI facility, is included in the estimates.
In accordance with the specific requirements of 10 CFR §72.30 for the ISFSI work scope, the cost estimate for decommissioning the ISFSI reflects: 1) the cost of an independent contractor performing the decommissioning activities; 2) an adequate contingency factor; and 3) the cost of meeting the criteria for unrestricted use. The cost summary for decommissioning the ISFSI is presented in Appendix E.
GTCC The dismantling of the reactor internals is expected to generate radioactive waste considered unsuitable for shallow land disposal (i.e.,
low-level radioactive waste with concentrations of radionuclides that exceed the limits established by the NRC for Class C radioactive waste Greater than Class C or GTCC). The Low-Level Radioactive Waste Policy Amendments Act of 1985 assigned the federal government the responsibility for the disposal of this material. The Act also stated that the beneficiaries of the activities resulting in the generation of such radioactive waste bear all reasonable costs of disposing of such waste.
Although the DOE is responsible for disposing of GTCC waste, any costs for that service have not been determined. For purposes of this estimate, the GTCC radioactive waste has been assumed to be packaged in the same canisters used to store spent fuel and disposed of as high-level waste, at a cost equivalent to that envisioned for the spent fuel. The number of canisters required and the packaged volume for GTCC was based upon experience at Maine Yankee (e.g., the constraints on loading as identified in the canister's certificate of compliance).
It is assumed only for purposes of these estimates that the DOE would not accept this waste prior to completing the transfer of spent fuel. Therefore, until such time as the DOE is ready to accept GTCC waste, it is assumed that this material would remain in storage at the Comanche Peak site. It is acknowledged, however, that CPPC will seek the most expeditious means of removing the GTCC from the site when DOE commences performance.
3.5.2 Reactor Vessel and Internal Components The reactor pressure vessel and internal components are segmented for disposal in shielded, reusable transportation casks. Segmentation is performed in the refueling canal, where a turntable and remote cutter are TLG Services, Inc.                                                                  000055
 
Comanche Peak Nuclear Power Plant                          Document L11-1774-001, Rev. 0 Decommissioning Cost Analysis                                    Section 3, Page 11 of 60 installed. The vessel is segmented in place, using a mast-mounted cutter supported off the lower head and directed from a shielded work platform installed overhead in the reactor cavity. Transportation cask specifications and transportation regulations dictate the segmentation and packaging methodology.
Intact disposal of reactor vessel shells has been successfully demonstrated at several of the sites that have been decommissioned. Access to navigable waterways has allowed these large packages to be transported to the Barnwell disposal site with minimal overland travel. Intact disposal of the reactor vessel and internal components can provide savings in cost and worker exposure by eliminating the complex segmentation requirements, isolation of the GTCC material, and transport/storage of the resulting waste packages. Portland General Electric (PGE) was able to dispose of the Trojan reactor as an intact package (including the internals).
However, its location on the Columbia River simplified the transportation analysis since:
* the reactor package could be secured to the transport vehicle for the entire journey, i.e., the package was not lifted during transport,
* there were no man-made or natural terrain features between the plant site and the disposal location that could produce a large drop, and
* transport speeds were very low, limited by the overland transport vehicle and the river barge.
As a member of the Northwest Compact, PGE had a site available for disposal of the package - the US Ecology facility in Washington State. The characteristics of this arid site proved favorable in demonstrating compliance with land disposal regulations.
It is not known whether this option will be available when the Comanche Peak plant ceases operation. Future viability of this option will depend upon the ultimate location of the disposal site, as well as the disposal site licensee's ability to accept highly radioactive packages and effectively isolate them from the environment. Consequently, the study assumes that the reactor vessel will require segmentation, as a bounding condition.
TLG Services, Inc.                                                                  000056
 
Comanche Peak Nuclear Power Plant                        Document L11-1774-001, Rev. 0 Decommissioning Cost Analysis                                    Section 3, Page 12 of 60 3.5.3 Primary System Components In the DECON alternative, the reactor coolant system components are assumed to be decontaminated using chemical agents prior to the start of dismantling operations. This type of decontamination can be expected to have a significant ALARA impact, since in this scenario the removal work is done within the first few years of shutdown. A decontamination factor (average reduction) of 10 is assumed for the process. Disposal of the decontamination solution effluent is included within the estimate as a "process liquid waste" charge. In the SAFSTOR alternative, radionuclide decay is expected to provide the same benefit and, therefore, a chemical decontamination is not included.
Reactor coolant piping is cut from the reactor vessel once the water level in the vessel (used for personnel shielding during dismantling and cutting operations in and around the vessel) is dropped below the nozzle zone. The piping is boxed and transported by shielded van. The reactor coolant pumps and motors are lifted out intact, packaged, and transported for disposal.
The following discussion deals with the removal and disposition of the steam generators, but the techniques involved are also applicable to other large components, such as heat exchangers, component coolers, and the pressurizer. The steam generators' size and weight, as well as their location within the reactor building, will ultimately determine the removal strategy.
A trolley crane is set up for the removal of the generators. It can also be used to move portions of the steam generator cubicle walls and floor slabs from the Containment Building to a location where they can be decontaminated and transported to the material handling area.
Interferences within the work area, such as grating, piping, and other components are removed to create sufficient laydown space for processing these large components.
The generators are rigged for removal, disconnected from the surrounding piping and supports, and maneuvered into the open area where they are lowered onto a dolly. Each generator is rotated into the horizontal position for extraction from the containment and placed onto a multi-wheeled vehicle for transport to an on-site processing and storage area.
TLG Services, Inc.                                                                000057
 
Comanche Peak Nuclear Power Plant                        Document L11-1774-001, Rev. 0 Decommissioning Cost Analysis                                  Section 3, Page 13 of 60 The generators are disassembled on-site for transport to the disposal site.
The interior volume is filled with low-density cellular concrete for stabilization of the internal contamination.
Each component is then loaded onto a rail car for transport to the disposal facility.
3.5.4 Main Turbine and Condenser The main turbine is dismantled using conventional maintenance procedures. The turbine rotors and shafts are removed to a laydown area.
The lower turbine casings are removed from their anchors by controlled demolition. The main condensers are also disassembled and moved to a laydown area. Material is then prepared for transportation to an off-site recycling facility where it is surveyed and designated for either decontamination or volume reduction, conventional disposal, or controlled disposal. Components are packaged and readied for transport in accordance with the intended disposition.
3.5.5 Retired Components The estimates include the disposition, from Unit 1, of four retired steam generators and a retired reactor vessel closure head. The components, currently in storage at the site, will be prepared for transport and disposal. Similar to the disposition of the operating units, the steam domes of the generators are assumed to be removed to meet transport clearances. The estimates for the retired components include the project management, contractor and supporting costs necessary to execute the tasks assuming that the disposition would be a coordinated effort (i.e.,
single mobilization effort).
The estimates also include the disposition of one high-pressure and two low-pressure turbine rotors as clean scrap.
3.5.6 Transportation Methods Contaminated piping, components, and structural material other than the highly activated reactor vessel and internal components will qualify as LSA-I, II or III or Surface Contaminated Object, SCO-I or II, as described in Title 49.[27] The contaminated material will be packaged in Industrial Packages (IP-1, IP-2, or IP-3, as defined in subpart 10 CFR 173.411) for transport unless demonstrated to qualify as their own shipping containers. The reactor vessel and internal components are TLG Services, Inc.                                                                000058
 
Comanche Peak Nuclear Power Plant                        Document L11-1774-001, Rev. 0 Decommissioning Cost Analysis                                    Section 3, Page 14 of 60 expected to be transported in accordance with Part 71, as Type B containers. It is conceivable that the reactor, due to its limited specific activity, could qualify as LSA II or III. However, the high radiation levels on the outer surface would require that additional shielding be incorporated within the packaging so as to attenuate the dose to levels acceptable for transport.
Any fuel cladding failure that occurred during the lifetime of the plant is assumed to have released fission products at sufficiently low levels that the buildup of quantities of long-lived isotopes (e.g., 137Cs, 90Sr, or transuranics) has been prevented from reaching levels exceeding those that permit the major reactor components to be shipped under current transportation regulations and disposal requirements.
Transport of the highly activated metal, produced in the segmentation of the reactor vessel and internal components, will be by shielded truck cask.
Cask shipments may exceed 95,000 pounds, including vessel segment(s),
supplementary shielding, cask tie-downs, and tractor-trailer. The maximum level of activity per shipment assumed permissible was based upon the license limits of the available shielded transport casks. The segmentation scheme for the vessel and internal segments is designed to meet these limits.
The transport of large intact components (e.g., large heat exchangers and other oversized components) will be by a combination of truck, rail, and/or multi-wheeled transporter.
Transportation costs for material requiring controlled disposal are based upon the route and mileage to the Andrews County facility in western Texas. Truck transport costs are estimated using published tariffs from Tri-State Motor Transit.[281 3.5.7 Low-Level Radioactive Waste Disposal The mass of radioactive waste generated during the various decommissioning activities at the site is shown on a line-item basis in the detailed Appendices C and D, and summarized in Section 5. The quantified waste summaries shown in these tables are consistent with 10 CFR Part 61 classifications. Commercially available steel containers are presumed to be used for the disposal of piping, small components, and concrete. Larger components can serve as their own containers, with proper closure of all openings, access ways, and penetrations. The volumes are calculated based on the exterior package dimensions for TLG Services, Inc.                                                                000059
 
Comanche Peak Nuclear Power Plant                          Document L11-1774-001, Rev. 0 Decommissioning Cost Analysis                                    Section 3, Page 15 of 60 containerized material or a specific calculation for components serving as their own waste containers.
The more highly activated reactor components will be shipped in reusable, shielded truck casks with disposable liners. In calculating disposal costs, the burial fees are applied against the liner volume. Packaging efficiencies are lower for the highly activated materials (greater than Type A quantity waste), where high concentrations of gamma-emitting radionuclides limit the capacity of the shipping canisters.
The cost to dispose of the low-level radioactive material generated from the decontamination and dismantling activities is based upon CPPC's current cost for disposal at the Texas Compact facility operated by Waste Control Specialists in Andrews County.
3.5.8 Site Conditions Following Decommissioning The NRC will terminate the site license if it determines that site remediation has been performed in accordance with the license termination plan, and that the terminal radiation survey and associated documentation demonstrate that the facility is suitable for release. The NRC's involvement in the decommissioning process will end at this point.
Building codes and environmental regulations will dictate the next step in the decommissioning process, as well as CPPC's own future plans for the site.
A significant amount of the below grade piping is located around the perimeter of the power block. The estimate includes a cost to excavate this area to an average depth of four feet so as to expose the piping, duct bank, conduit, and any near-surface grounding grid. The overburden is surveyed and stockpiled on site for future use in backfilling the below grade voids.
Only existing site structures are considered in the dismantling cost. The existing electrical switchyard and access roads will remain in support of the electrical transmission and distribution system. The site access road will be left intact.
Structures are removed to a nominal depth of three feet below grade.
Concrete rubble generated from demolition activities is processed and made available as clean fill for the power block foundations. Additional fill is brought in to cap the power block excavations and to permit seeding for erosion control.
TLG Services, Inc.                                                                  000060
 
Comanche Peak Nuclear Power Plant                          Document L11-1774-001, Rev. 0 Decommissioning Cost Analysis                                    Section 3, Page 16 of 60 3.6 ASSUMPTIONS The following are the major assumptions made in the development of the estimates for decommissioning the site.
3.6.1 Estimating Basis Decommissioning costs are reported in the year of projected expenditure; however, the values are provided in 2019 dollars. Costs are not inflated, escalated, or discounted over the periods of performance.
The estimates rely upon the physical plant inventory that was the basis for the 2014 analysis, with an adjustment to include the subsequent addition of the Stator Rewind Building.
The study follows the principles of ALARA through the use of work duration adjustment factors. These factors address the impact of activities such as radiological protection instruction, mock-up training, and the use of respiratory protection and protective clothing. The factors lengthen a task's duration, increasing costs and lengthening the overall schedule.
ALARA planning is considered in the costs for engineering and planning, and in the development of activity specifications and detailed procedures.
Changes to worker exposure limits may impact the decommissioning cost and project schedule.
3.6.2 Labor Costs CPPC will hire a Decommissioning Operations Contractor (DOC) to manage the decommissioning. CPPC will provide site security, radiological health and safety, quality assurance and overall site administration during the decommissioning and demolition phases. Costs for site administration, operations, construction, and maintenance personnel are based upon average salary information provided by CPPC.
Contract personnel will provide engineering services, e.g., for preparing the activity specifications, work procedures, activation, and structural analyses, under the direction of CPPC.
The craft labor required to decontaminate and dismantle the nuclear units will be acquired through standard site contracting practices. The current cost of labor at the site is used as an estimating basis.
TLG Services, Inc.                                                                  000061
 
Comanche Peak Nuclear Power Plant                          Document L11-1774-001, Rev. 0 Decommissioning Cost Analysis                                      Section 3, Page 17 of 60 Reductions in the operating organization are handled through normal company practices. No costs have been included for this activity.
Severance costs are included for the decommissioning staff as the organization is downsized.
Security, while reduced from operating levels, is maintained throughout the decommissioning for access control, material control, and to safeguard the spent fuel (in accordance with the requirements of 10 CFR Part 37, Part 72, and Part 73). Security costs include provisions for recurring expenses.
3.6.3 Design Conditions Any fuel cladding failure that occurred during the lifetime of the plant is assumed to have released fission products at sufficiently low levels that the buildup of quantities of long-lived isotopes (e.g., 137Cs, 905r, or transuranics) has been prevented from reaching levels exceeding those that permit the major NSSS components to be shipped under current transportation regulations and disposal requirements.
The curie contents of the vessel and internals at final shutdown are derived from those listed in NUREG/CR-3474.[291 Actual estimates are derived from the curie/gram values contained therein and adjusted for the different mass of the Comanche Peak components, projected operating life, and different periods of decay. Additional short-lived isotopes were derived from NUREG/CR-0130[3°] and NUREG/CR-0672, [31] and benchmarked to the long-lived values from NUREG/CR-3474.
The control elements are disposed of along with the spent fuel, i.e., there is no additional cost provided for their disposal. Activation of the containment building structure is confined to the biological shield.
3.6.4 General Transition Activities Existing warehouses are cleared of non-essential material and remain for use by CPPC and its subcontractors. The plant's operating staff performs the following activities at no additional cost or credit to the project during the transition period:
* Drain and collect fuel oils, lubricating oils, and transformer oils for recycle and/or sale.
TLG Services, Inc.                                                                    000062
 
Comanche Peak Nuclear Power Plant                            Document L11-1774-001, Rev. 0 Decommissioning Cost Analysis                                        Section 3, Page 18 of 60
* Drain and collect acids, caustics, and other chemical stores for recycle and/or sale.
* Process operating waste inventories, i.e., the estimates do not address the disposition of any legacy wastes; the disposal of operating wastes during this initial period is not considered a decommissioning expense.
Scrap and Salvage The existing plant equipment is considered obsolete and suitable for scrap as deadweight quantities only. CPPC will make economically reasonable efforts to salvage equipment following final plant shutdown. However, dismantling techniques assumed by TLG for equipment in this analysis are not consistent with removal techniques required for salvage (resale) of equipment. Experience has indicated that some buyers wanted equipment stripped down to very specific requirements before they would consider purchase. This required expensive rework after the equipment had been removed from its installed location. Since placing a salvage value on this machinery and equipment would be speculative, and the value would be small in comparison to the overall decommissioning expenses, this analysis does not attempt to quantify the value that an owner may realize based upon those efforts.
It is assumed, for purposes of this analysis, that any value received from the sale of scrap generated in the dismantling process would be more than offset by the on-site processing costs. The dismantling techniques assumed in the decommissioning estimates do not include the additional cost for size reduction and preparation to meet "furnace ready" conditions.
For example, the recovery of copper from electrical cabling may require the removal and disposition of any contaminated insulation, an added expense. With a volatile market, the potential profit margin in scrap recovery is highly speculative, regardless of the ability to free release this material. This assumption is an implicit recognition of scrap value in the disposal of clean metallic waste at no additional cost to the project.
Furniture, tools, mobile equipment such as forklifts, trucks, bulldozers, and other property are removed at no cost or credit to the decommissioning project. Disposition may include relocation to other facilities. Spare parts are also made available for alternative use.
Energy For estimating purposes, the plant is assumed to be de-energized, with the exception of those facilities associated with spent fuel storage. Replacement TLG Services, Inc.                                                                    000063
 
Comanche Peak Nuclear Power Plant                                Document L11-1774-001, Rev. 0 Decommissioning Cost Analysis                                          Section 3, Page 19 of 60 power costs are used to calculate the cost of energy consumed during decommissioning for tooling, lighting, ventilation, and essential services.
Emergency Planning FEMA and state fees associated with emergency planning are assumed to continue for approximately 18 months following the cessation of operations. At this time, the fees are discontinued. The timing is based upon the anticipated condition of the spent fuel (i.e., the hottest spent fuel assemblies are assumed to be cool enough that no substantial Zircaloy oxidation and off-site event would occur with the loss of spent fuel pools water). State fees continue until all fuel has been moved from the pools into dry storage (approximately five and one-half years following the cessation of operations).
Insurance Costs for continuing coverage (nuclear liability and property insurance) following cessation of plant operations and during decommissioning are included and based upon current operating premiums. Reductions in premiums, throughout the decommissioning process, are based upon the guidance provided in SECY-00-0145, "Integrated Rulemaking Plan for Nuclear Power Plant Decommissioning.132] The NRC's financial protection requirements are based on various reactor (and spent fuel) configurations.
Taxes Property taxes are included within the estimates. However, the tax is based upon the land, without any consideration of any ongoing site operations and property assets.
Site Modifications The perimeter fence and in-plant security barriers will be moved, as appropriate, to conform to the Site Security Plan in force during the various stages of the project.
Site Restoration All structures will be removed except for the switchyard. The switchyard is required for grid operations. Structures to be removed include but are not limited to the reactor, fuel, auxiliary, radwaste warehouse, safeguard, diesel generator, and turbine buildings.
TLG Services, Inc.                                                                        000064
 
Comanche Peak Nuclear Power Plant                            Document L11-1774-001, Rev. 0 Decommissioning Cost Analysis                                      Section 3, Page 20 of 60 3.7 COST ESTIMATE
 
==SUMMARY==
 
Schedules of expenditures are provided in Tables 3.2 through 3.5. The tables delineate the cost contributors by year of expenditures as well as cost contributor (e.g., labor, materials, and waste disposal).
Additional tables in Appendices C and D provide detailed cost elements. The cost elements are also assigned to one of three subcategories: "License Termination,"
    "Spent Fuel Management," and "Site Restoration." The subcategory "License Termination" is used to accumulate costs that are consistent with "decommissioning" as defined by the NRC in its financial assurance regulations (i.e., 10 CFR §50.75). The cost reported for this subcategory is generally sufficient to terminate the plant's operating license, recognizing that there may be some additional cost impact from spent fuel management. This subcategory also includes the costs of disposing of the following Unit 1 components: the retired steam generators, the reactor vessel closure head, and spare high and low pressure turbine rotors. The study assumes that the disposal of the components would occur after shutdown, however, the costs are identified separately because the disposal activities could be conducted at any time.
The License Termination cost subcategory also includes costs to decommission the ISFSI (as required by 10 CFR §72.30). The basis for the ISFSI decommissioning cost that is included in both Appendices C and D is provided in Appendix E.
The "Spent Fuel Management" subcategory contains costs anticipated to be incurred once the nuclear units cease operation for the off-loading of the pools to the ISFSI for interim storage, and the eventual transfer of the fuel from the ISFSI to the DOE. Costs are also included for the operation of the ISFSI until such time that the transfer of all fuel from this facility to an off-site location (e.g.,
geologic repository) is complete.
    "Site Restoration" is used to capture costs associated with the dismantling and demolition of buildings and facilities demonstrated to be free from contamination. This includes structures never exposed to radioactive materials, as well as those facilities that have been decontaminated to appropriate levels.
Structures are removed to a depth of three feet and backfilled to conform to local grade.
As discussed in Section 3.5.1, it is not anticipated that the DOE will accept the GTCC waste prior to completing the transfer of spent fuel. Therefore, the cost of GTCC disposal is shown in the final year of ISFSI operation. While designated for disposal at the geologic repository along with the spent fuel, GTCC waste is TLG Services, Inc.                                                                    000065
 
Comanche Peak Nuclear Power Plant                          Document L11-1774-001, Rev. 0 Decommissioning Cost Analysis                                      Section 3, Page 21 of 60 still classified as low-level radioactive waste and, as such, included as a "License Termination" expense.
Decommissioning costs are reported in 2019 dollars. Costs are not inflated, escalated, or discounted over the period of expenditure (or projected lifetime of the plant). The schedules are based upon the detailed activity costs reported in Appendices C and D, along with the timeline presented in Section 4.
TLG Services, Inc.                                                                  000066
 
Comanche Peak Nuclear Power Plant                  Document L11-1774-001, Rev. 0 Decommissioning Cost Analysis                            Section 3, Page 22 of 60 TABLE 3.1 COMANCHE PEAK NUCLEAR POWER PLANT SPENT FUEL MANAGEMENT Fuel Assembly Inventory DOE (end of year)
Year            Pools                ISFSI      Acceptance 2009            2078 2010            2171 2011            2353 2012            2154                    288 2013            1959        1          576 2014            2143                    576 I-2015            2040        I          768 2016            1937        i          960 2017            2121                    960 2018            2014                  1152 i
2019            1911                  1344 2020            2093                  1344                        1 2021            1990        1          1536                        I 2022            1891        1          1728 2023            2073                  1728 2024            1970                  1920 2025            1871                  2112 2026            2053                  2112 2027            1950                  2304 2028            1851                  2496 2029            2033                  2496 2030            2123                  2688 2031            2123                  2688 2032            2212                  2688 2033            2405                  2688 2034            1893                  3200 2035            1413                  3680 2036              933                  4160 2037              453                  4640 2038                -                  5093 TLG Services, Inc.                                                        000067
 
Comanche Peak Nuclear Power Plant                  Document L11-1774-001, Rev. 0 Decommissioning Cost Analysis                            Section 3, Page 23 of 60 TABLE 3.1 (continued)
COMANCHE PEAK NUCLEAR POWER PLANT SPENT FUEL MANAGEMENT Fuel Assembly Inventory DOE (end of year)
Year          Pools                ISFSI        Acceptance i__ 2039                                5,093 2040                                5,093 2041                        I      5,093 2042                                5,093 2043                                5,093 2044                                5,093 2045                                5,093 2046                                5,093 2047                                5,093 H 2048                        -        5,093 I 2049                                  5,093 2050                        4---    5,093 2051                                5,093    f 2052                                5,093 2053                                5,093 2054                                5,093 2055                                5,093 2056                                4,965            128 2057                                4,837            128 2058                                4,709            128 2059                                4,581            128 2060                                4,453            128 2061                                4,325            128 2062                                4,197            128 2063                                4,069            128 2064                                3,941            128 2065                                3,813            128 2066                                3,685            128 2067                                3,557            128 2068                                3,429            128 TLG Services, Inc.                                                        000068
 
Comanche Peak Nuclear Power Plant                  Document L11-1774-001, Rev. 0 Decommissioning Cost Analysis                            Section 3, Page 24 of 60 TABLE 3.1 (continued)
COMANCHE PEAK NUCLEAR POWER PLANT SPENT FUEL MANAGEMENT Fuel Assembly Inventory DOE (end of year)
Year            Pools                ISFSI        Acceptance 2069                                  3,301            128 2070                                  3,173            128 2071                                  3,045            128 2072                                  2,917            128 2073                        '        2,789            128 2074                                  2,661            128 2075                                  2,533            128 2076                                  2,405            128 2077                                  2,277            128 2078                                  2,149            128 2079                                  2,021            128 2080                                  1,893            128 2081                                  1,765            128 2082                                  1,637            128 2083                                  1,509            128 2084                                  1,381            128 2085                                  1,253            128 2086                                  1,125            128 2087                                    997            128 2088                                    869            128 2089                                    741            128 2090                                    613            128 2091                                    485            128 2092                                    357            128 2093                                    229            128 2094                                    101            128 2095                                                  101 Total                      L                        5,093 TLG Services, Inc.                                                        000069
 
Comanche Peak Nuclear Power Plant                          Document L11-1774-001, Rev. 0 Decommissioning Cost Analysis                                  Section 3, Page 25 of 60 TABLE 3.2 COMANCHE PEAK NUCLEAR POWER PLANT, UNIT 1 DECON ALTERNATIVE SCHEDULE OF TOTAL ANNUAL EXPENDITURES (thousands, 2019 dollars)
Equipment &
Year      Labor        Materials    Energy      Burial      Other        Total
,  2030        55,641  i    12,806 i    2,065 !        23 1  8,408        78,943
,  2031        68,548      22,837 l    3,415      14,593 j  24,929      134,323 2032        62,171  '    27,663      2,196      34,336    13,184      139,549
. 2033        51,681  ,    30,623 ,    1,878      13,162      7,865      105,210 2034        46,751      32,074      1,729      3,091      5,342        88,987 2035        31,238  :    19,337      1,729      1,861      5,002        59,167 2036 L        7,991  '      233      1,734          16    4,505        14,478 2037 i        7,969          232      1,729          16    4,492        14,438 2038          8,896        1,246        940      1,525      4,303        16,910 2039        15,049          815        274          13    2,208        18,359 2040        13,709        5,985        268            3    1,057        21,022 2041        11,879        6,850        231            0        925      19,884 2042          3,423        1,070          36            O        966        5,494 2043          1,858            0          0            0        973        2,831 2044          1,863            0          0            O        976        2,839 2045          1,858            0          O            O        973-      2,831 2046          1,858            O          O            0        973        2,831 2047          1,858            O          O            0        973        2,831 2048          1,863            O          O            0        976        2,839 2049          1,858            0          O            0        973        2,831 2050          1,858            O          0            0        973        2,831 2051          1,858  ,                    0            0        973        2,831 2052          1,863            O          0            0        976        2,839 2053          1,858            O          0            0        973        2,831 2054          1,858            0          O            0        973        2,831 i 2055          1,858            0          0            0        973        2,831 2056          1,963          300          0            0        976        3,239 2057          1,958          300          0            O        973        3,231 2058          1,958          300          0            0        973        3,231 2059          1,958          300          O            0        973        3,231 TLG Services, Inc.                                                              000070
 
Comanche Peak Nuclear Power Plant                            Document L11-1774-001, Rev. 0 Decommissioning Cost Analysis                                      Section 3, Page 26 of 60 TABLE 3.2 (continued)
COMANCHE PEAK NUCLEAR POWER PLANT, UNIT 1 DECON ALTERNATIVE SCHEDULE OF TOTAL ANNUAL EXPENDITURES (thousands, 2019 dollars)
Equipment &
Year    Labor        Materials    Energy          Burial    Other        Total F-----
2060        1,963 i      300          0                        976        3,239  .
2061        1,958 j      300          0                0        973        3,231 2062        1,958 .      300          0                0        973        3,231 2063        1,958 '      300          0                0        973        3,231 2064        1,963        300          O                O        976        3,239 2065        1,958        300          0                O        973        3,231 2066        1,958_        300          0                O        973        3,231 r
2067        1,958        300          O                O        973        3,231 2068        1,963        300          0                0        976        3,239 2069        1,958        300          0                0        973        3,231 t-- 2070        1,958        300          O                0        973        3,231 2071        1,958        300          0                0        973        3,231    i 2072        1,963        300          0                0        976        3,239  1 2073        1,958        300          0                0        973        3,231 2074        1,958        300          0                0        973        3,231 2075        1,958        300          0                0        973        3,231 2076        1,963        300          0                0        976        3,239  1 2077        1,958 J      300          0                0        973        3,231 2078        1,958 L      300          0                0        973        3,231 2079        1,958        300          O                0        973        3,231 2080        1,963        300          0                0        976        3,239 2081        1,958        300              4-
                                              --            0        973        3,231 2082        1,958        300          0 l              0        973        3,231 2083        1,958        300          0                0        973        3,231 2084        1,963        300          O                0        976        3,239 2085        1,958        300          0                0        973        3,231 2086        1,958        300          0                0        973        3,231 2087        1,958        300          0                0        973        3,231 2088        1,963        300          0                O        976        3,239 2089        1,958        300          0                O        973        3,231 TLG Services, Inc.                                                                  000071
 
Comanche Peak Nuclear Power Plant                        Document L11-1774-001, Rev. 0 Decommissioning Cost Analysis                                Section 3, Page 27 of 60 TABLE 3.2 (continued)
COMANCHE PEAK NUCLEAR POWER PLANT, UNIT 1 DECON ALTERNATIVE SCHEDULE OF TOTAL ANNUAL EXPENDITURES (thousands, 2019 dollars)
Equipment &
Year      Labor        Materials    Energy      Burial    Other        Total 2090          1,958 ,        300          0 ;                  973 '      3,231 H                                                          r 2091          1,958 i        300          0                    973        3,231 2092          1,963          300          0          0        976        3,239 2093          1,958          300          0 j;                973        3,231 2094          1,958          300          0          0        973        3,231 2095          1,958 '      1,550          0          0    12,560        16,068 2096 j        3,466        1,344          12      3,073    3,260        11,156 Total      490,950 i  176,367      18,234      71,711  149,642      906,903 TLG Services, Inc.                                                              000072
 
Comanche Peak Nuclear Power Plant                          Document L11-1774-001, Rev. 0 Decommissioning Cost Analysis                                  Section 3, Page 28 of 60 TABLE 3.2a COMANCHE PEAK NUCLEAR POWER PLANT, UNIT 1 DECON ALTERNATIVE SCHEDULE OF LICENSE TERMINATION EXPENDITURES (thousands, 2019 dollars)
Equipment &
Year      Labor          Materials    Energy      Burial      Other        Total 2030        51,330        1,746      2,065          23    7,511        62,674 2031        66,550  '    21,468      3,415      14,592    24,045      130,070 2032        60,817        27,450      2,196      34,333    12,476      137,273 2033        44,909  '    13,392      1,878 i    13,161      7,161        80,501 2034        37,388  1      6,712      1,729      3,091      4,638        53,558 2035        25,621  i    4,120      1,729      1,861      4,298        37,629 2036          7,991          233      1,734          16    3,799        13,772 H
2037          7,969          232      1,729          16    3,788        13,734 2038          7,988        1,246        940      1,525      3,448        15,147 2039        13,451          815        274          13    2,146        16,698 2040          3,499          205          73            3        544        4,324 2041            120            0          0            0        328          448 2042              19            0          0            0        51            70 2043-94            0            0          0            0          0              0 2095              71        1,250          0            0    11,618        12,940 1 2096            498          223          8      3,073      2,705        6,508 H
Total      328,221 ,      79,094      17,769      71,706    88,555      585,345 I TLG Services, Inc.                                                                000073
 
Comanche Peak Nuclear Power Plant                        Document L11-1774-001, Rev. 0 Decommissioning Cost Analysis                                Section 3, Page 29 of 60 TABLE 3.2b COMANCHE PEAK NUCLEAR POWER PLANT, UNIT 1 DECON ALTERNATIVE SCHEDULE OF SPENT FUEL MANAGEMENT EXPENDITURES (thousands, 2019 dollars)
Equipment &
Year      Labor        Materials    Energy      Burial    Other        Total 2030          3,687      11,061                                897      15,644_ j 2031            428      1,285          0          0        884        2,598 2032              0            0          0          0        706          706 2033          5,708      17,125                                704      23,537 2034          8,435      25,306          0                    704      34,445 2035          5,061      15,184          0                    704      20,949 2036              0                      o                    706          706 2037              0                                  0        704          704 2038            908                                            435        1,343 2039          1,599                        0                    63        1,661 2040          1,856            0          0          0        512        2,368 2041          1,858            0          0                    595        2,453 2042          1,858                                            914        2,772 2043          1,858                                            973        2,831 2044          1,863                        0          0        976        2,839 2045          1,858                        0                    973        2,831 2046          1,858                        0                    973        2,831 2047          1,858                                            973        2,831 2048          1,863                                            976        2,839 2049          1,858            0                              973        2,831 2050          1,858                                            973        2,831 2051          1,858            0          0          O        973        2,831 2052          1,863            0          0          O        976        2,839 2053          1,858            0          O          O        973        2,831 2054          1,858            0          O          O        973        2,831 2055          1,858            0          O          0        973        2,831 2056          1,963          300          0          0        976        3,239 2057          1,958          300          0          0        973        3,231 2058          1,958          300          0          0        973        3,231 2059          1,958          300          0          0        973        3,231 TLG Services, Inc.                                                              000074
 
Comanche Peak Nuclear Power Plant                        Document L11-1774-001, Rev. 0 Decommissioning Cost Analysis                                Section 3, Page 30 of 60 TABLE 3.2b (continued)
COMANCHE PEAK NUCLEAR POWER PLANT, UNIT 1 DECON ALTERNATIVE SCHEDULE OF SPENT FUEL MANAGEMENT EXPENDITURES (thousands, 2019 dollars)
Equipment &
Year      Labor        Materials    Energy      Burial    Other        Total 2060          1,963 ;        300                                976        3,239
                      -t 2061          1,958 '        300                      0        973        3,231 2062          1,958          300                                973        3,231 2063          1,958          300                                973        3,231 2064          1,963          300                      0        976        3,239 2065          1,958 i        300          0          o ,      973        3,231 2066          1,958          300                      0        973        3,231 2067          1,958          300          0          0        973        3,231 2068          1,963          300          0          0        976        3,239 i 2069          1,958          300          0          0        973        3,231 2070          1,958          300                                973        3,231 2071          1,958          300          0          0        973        3,231 2072          1,963          300                                976        3,239 2073          1,958          300                                973        3,231 2074          1,958          300                                973        3,231 2075          1,958          300          0                    973        3,231 2076          1,963          300          0                    976        3,239 2077  i      1,958          300          0          0        973        3,231 2078          1,958          300          0          0        973        3,231 2079          1,958          300          0          0        973        3,231 2080          1,963          300          0          0        976        3,239 2081          1,958          300                                973        3,231 1
2082          1,958          300                                973        3,231 2083          1,958          300          0          0        973        3,231 2084          1,963          300          0          0        976        3,239 2085          1,958          300          0          0        973        3,231 2086          1,958 ,        300          O          0        973        3,231 2087          1,958_        300          O          0        973        3,231 2088          1,963          300          0          0        976        3,239 2089          1,958 1        300          0          0        973        3,231 TLG Services, Inc.                                                              000075
 
Comanche Peak Nuclear Power Plant                        Document L11-1774-001, Rev. 0 Decommissioning Cost Analysis                                Section 3, Page 31 of 60 TABLE 3.2b (continued)
COMANCHE PEAK NUCLEAR POWER PLANT, UNIT 1 DECON ALTERNATIVE SCHEDULE OF SPENT FUEL MANAGEMENT EXPENDITURES (thousands, 2019 dollars)
Equipment &
Year    Labor        Materials    Energy      Burial    Other        Total 2090        1,958        300          0          0        973        3,231 2091        1,958        300          O          0        973        3,231 2092        1,963        300          0          O        976        3,239 2093        1,958 i      300          O          O        973        3,231 2094        1,958        300          0          O        973        3,231 2095        1,887        300          0          0        942        3,128 2096            0            0          0          0          0            0
,.._ Total    133,864      81,961                            60,104      275,928 ,
TLG Services, Inc.                                                            000076
 
Comanche Peak Nuclear Power Plant                        Document L11-1774-001, Rev. 0 Decommissioning Cost Analysis                                  Section 3, Page 32 of 60 TABLE 3.2c COMANCHE PEAK NUCLEAR POWER PLANT, UNIT 1 DE CON ALTERNATIVE SCHEDULE OF SITE RESTORATION EXPENDITURES (thousands, 2019 dollars)
Equipment &
Year      Labor          Materials    Energy      Burial    Other        Total 2030            624            0          0          0          O          624 .
2031          1,569            84          0          0          1        1,654 2032          1,353          212          0          0          2        1,568 r 2033          1,064          106          0          0          1        1,171 2034            928          56          0          0          O          983 2035            557  I        33          0          O          0          590 2036              0  ,          0          0          0          0              0 2037              0            0          0          0          0              0 2038              0            0          0          0 I      426          426 2039              0  :          0          0          O          0              0 2040          8,355  '    5,780        195          O          2      14,331 2041          9,901        6,850        231          O          2      16,983 2042          1,546        1,070          36          O          0        2,652 2043-95            0 :          0          0          O          0              0 :
2096          2,968        1,121          4          O        554        4,648 1 Total        28,865 I      15,312        465 _                  987      45,629 I TLG Services, Inc.                                                                000077
 
Comanche Peak Nuclear Power Plant                        Document L11-1774-001, Rev. 0 Decommissioning Cost Analysis                                  Section 3, Page 33 of 60 TABLE 3.3 COMANCHE PEAK NUCLEAR POWER PLANT, UNIT 2 DECON ALTERNATIVE SCHEDULE OF TOTAL ANNUAL EXPENDITURES (thousands, 2019 dollars)
Equipment &
Year    Labor      Materials    Energy      Burial      Other        Total 2033 2034 f    50,370 63,674 13,041 21,279 2,103 3,407 23 12,622 5,329 16,776 70,867 _
117,757 L    2035      63,826      27,907      2,190      27,892      9,173      130,988 I    2036 i    61,932      32,427      1,876      12,316      5,976      114,527 F    2037 l    60,841      34,318      1,729      5,311      4,525      106,723 1 2038      50,430      23,008      1,391      5,596      7,192        87,617
_    2039      31,093      3,960        648      2,440      7,139        45,279 2040      17,545      12,983        268            3    3,127        33,926 2041      15,568      15,074        231            0    2,843        33,716 2042        3,999      2,354          36            0    1,265        7,654 L    2043        1,858            0          0            0        973        2,831 2044        1,863            0          0            0        976        2,839 2045        1,858            0          0            0        973        2,831 2046        1,858            0          0            O        973        2,831 2047        1,858            0          0            O        973        2,831 2048        1,863            O          0            O        976        2,839 ,
2049        1,858            O          0            O        973        2,831 ,
2050        1,858            0          0            0        973        2,831 1--  2051        1,858            0          0            0        973        2,831 2052 r      1,863            0          0            0        976        2,839 2053        1,858            0          0            0        973        2,831 2054        1,858            0          0            0        973        2,831 2055        1,858            0          0            0        973 .      2,831 2056        1,963        300          0            0        976        3,239 2057        1,958        300          0            0        973        3,231 j 2058        1,958        300          0            0        973        3,231 I 2059        1,958        300          0            0        973        3,231 2060        1,963        300          O            0        976        3,239 2061        1,958        300          O            0        973        3,231 ,
2062        1,958        300          O            0        973        3,231 1 TLG Services, Inc.                                                              000078
 
Comanche Peak Nuclear Power Plant                      Document L11-1774-001, Rev. 0 Decommissioning Cost Analysis                                Section 3, Page 34 of 60 TABLE 3.3 (continued)
COMANCHE PEAK NUCLEAR POWER PLANT, UNIT 2 DECON ALTERNATIVE SCHEDULE OF TOTAL ANNUAL EXPENDITURES (thousands, 2019 dollars)
Equipment &
Year      Labor        Materials    Energy      Burial    Other        Total 2063          1,958        300                                973        3,231 _
2064          1,963        300                      0        976        3,239 2065          1,958        300          0          0        973        3,231 2066          1,958        300          0          0        973        3,231 2067          1,958        300          0          0        973        3,231 2068          1,963        300          0          0        976        3,239 2069          1,958        300          0          0        973        3,231 2070          1,958        300          0          0        973        3,231 2071          1,958        300          0          0        973        3,231 2072          1,963        300          0          0        976        3,239 _
2073          1,958        300          0          0        973        3,231 2074          1,958        300          0          0        973        3,231 2075          1,958*        300          0          0        973        3,231 2076          1,963 ;      300          0          0        976        3,239 2077          1,958 '      300          0          0        973        3,231 2078          1,958 ,      300          0          0        973        3,231 2079          1,958 '      300          0          0        973        3,231 2080          1,963 1      300          0          0        976        3,239 2081          1,958 ;      300          0          0        973        3,231 2082          1,958 .      300          0          0        973        3,231 2083          1,958        300          0          0        973        3,231 2084          1,963_1      300          0          0        976        3,239 2085          1,958        300          0          0        973        3,231 2086          1,958        300          0          0        973        3,231 2087          1,958        300          0          0        973        3,231 1 2088          1,963        300          0          0        976        3,239 2089          1,958        300          0          0        973        3,231 2090          1,958        300          0          0        973        3,231 2091          1,958          300          0          0        973        3,231 2092          1,963          300          0          0        976        3,239 TLG Services, Inc.                                                            000079
 
Comanche Peak Nuclear Power Plant                          Document L11-1774-001, Rev. 0 Decommissioning Cost Analysis                                  Section 3, Page 35 of 60 TABLE 3.3 (continued)
COMANCHE PEAK NUCLEAR POWER PLANT, UNIT 2 DECON ALTERNATIVE SCHEDULE OF TOTAL ANNUAL EXPENDITURES (thousands, 2019 dollars)
Equipment &
Year      Labor        Materials    Energy      Burial      Other        Total 2093          1,958 ;      300          0              0        973        3,231 2094          1,958        300          O              0        973        3,231 2095          1,958      1,550          0              0    12,560        16,068 2096          3,4661      1,212          12          3,073    3,260        11,023 Total      525,2811  200,813 F-------69,276 13,890 ;                129,802      939,062 TLG Services, Inc.                                                                000080
 
Comanche Peak Nuclear Power Plant                        Document L11-1774-001, Rev. 0 Decommissioning Cost Analysis                                  Section 3, Page 36 of 60 TABLE 3.3a COMANCHE PEAK NUCLEAR POWER PLANT, UNIT 2 DECON ALTERNATIVE SCHEDULE OF LICENSE TERMINATION EXPENDITURES (thousands, 2019 dollars)
Equipment &
Year      Labor        Materials        Energy  Burial    Other        Total 2033        46,344 I      1,778          2,103      23    4,416        54,664 2034        62,206 I    20,098          3,407  12,621    15,897 1    114,228 2035        62,210      27,669          2,190  27,889      8,467      128,425 2036        54,395 I    14,697          1,876  12,315      5,270 i      88,553 2037        50,689        8,844          1,729  5,311      3,821        70,394 2038        43,697        8,212          1,391  5,596      6,544        65,440 1
2039        29,207        3,959            648  2,440      6,870        43,124    1 2040          4,164          263              73        3        995        5,498 2041              51            0              0        0        328          379  ,
2042              8            0              0        O        51            59  I 1----
2043-94            0            0              0        0          0              0 2095              71      1,250              0        0    11,618        12,940 2096            498        223              8  3,073      2,705        6,508 1
Total      353,541 ,    86,994          13,425  69,271    66,982      590,212 TLG Services, Inc.                                                                000081
 
Comanche Peak Nuclear Power Plant                        Document L11-1774-001, Rev. 0 Decommissioning Cost Analysis                                  Section 3, Page 37 of 60 TABLE 3.3b COMANCHE PEAK NUCLEAR POWER PLANT, UNIT 2 DECON ALTERNATIVE SCHEDULE OF SPENT FUEL MANAGEMENT EXPENDITURES (thousands, 2019 dollars)
Equipment &
Year    Labor        Materials    Energy      Burial    Other        Total 2033        3,755      11,264          0          O        913      15,932 _
I-2034            361      1,082          0          O        878        2,321 2035              0            0          0          0        704          704 2036 L      5,854      17,562          0          0        706      24,122 2037        8,446      25,337          0          0        704      34,486 2038        5,729      14,716          0          0        435      20,881 2039        1,874            0          0          0        63 I      1,937_1 2040        1,856            0          O          0        512 r      2,368 2041        1,858            0          O          0        595        2,453 2042        1,858            0          0 t_        0        914        2,772 1 2043        1,858            0          0          0        973        2,831 2044        1,863 1          0          0          0        976        2,839 2045        1,858            0          O          0        973        2,831 2046        1,858            0          0          0        973        2,831 2047        1,858 1          0          0          0        973        2,831 2048        1,863            0          0          0        976        2,839 2049        1,858            O          0          O        973        2,831 :
2050        1,858            O          0          O        973        2,831 2051        1,858            O          0          O        973        2,831 2052        1,863            O          0          O        976        2,839 2053        1,858            O          O          0        973        2,831 2054        1,858            O          O          0        973        2,831 2055        1,858            0          0          O        973 1      2,831 2056        1,963          300          O          0        976        3,239 2057        1,958          300          O          0        973        3,231 2058        1,958          300          O          0        973        3,231 2059        1,958          300          0 j        0        973        3,231 2060        1,963          300          0 1        0        976        3,239 2061        1,958          300          O          0        973        3,231 2062        1,958 L        300                      0        973        3,231 TLG Services, Inc.                                                              000082
 
Comanche Peak Nuclear Power Plant                          Document L11-1774-001, Rev. 0 Decommissioning Cost Analysis                                    Section 3, Page 38 of 60 TABLE 3.3b (continued)
COMANCHE PEAK NUCLEAR POWER PLANT, UNIT 2 DECON ALTERNATIVE SCHEDULE OF SPENT FUEL MANAGEMENT EXPENDITURES (thousands, 2019 dollars)
Equipment &
Year      Labor        Materials  Energy      Burial    Other        Total 2063          1,958          300          0          0        973        3,231 2064          1,963          300          0          0        976        3,239 2065          1,958          300          0          0        973        3,231 2066          1,958  ,        300          0          0        973        3,231 2067          1,958          300          0          0        973        3,231 2068          1,963          300          0          0        976        3,239 2069          1,958          300          0                    973        3,231
,  2070          1,958          300          0                    973        3,231 2071          1,958          300          0          0        973        3,231 2072          1,963          300                                976        3,239 r
2073          1,958          300          0          0        973        3,231
'  2074          1,958          300          0          0        973        3,231 2075          1,958  t        300                      0        973        3,231 2076          1,963  I      300          0          0        976        3,239 2077          1,958          300                                973        3,231 2078          1,958          300                                973        3,231 2079          1,958          300                                973        3,231 2080          1,963  1        300          0          0        976        3,239 2081          1,958  '        300                      0        973        3,231 2082 _i__    1,958          300          0          0        973        3,231 2083          1,958          300          0          0        973        3,231 2084          1,963          300          o          o        976        3,239 2085          1,958          300          0                    973        3,231 2086          1,958          300          0                    973        3,231 2087          1,958          300          0                    973        3,231 2088          1,963          300          0          0        976        3,239 2089          1,958          300          0          0        973        3,231 2090          1,958          300          0          0        973        3,231 2091          1,958          300          0          0        973        3,231 2092          1,963          300                                976        3,239 TLG Services, Inc.                                                              000083
 
Comanche Peak Nuclear Power Plant                        Document L11-1774-001, Rev. 0 Decommissioning Cost Analysis                                Section 3, Page 39 of 60 TABLE 3.3b (continued)
COMANCHE PEAK NUCLEAR POWER PLANT, UNIT 2 DECON ALTERNATIVE SCHEDULE OF SPENT FUEL MANAGEMENT EXPENDITURES (thousands, 2019 dollars)
Equipment &
Year    Labor        Materials  Energy      Burial    Other          Total b 2093          1,958 '      300                      0 I      973        3,231 2094          1,958        300          o          0 I      973 ---t1  3,231 2095        1,887        300                      0 1      942        3,128 1 r___ 2096                                                          o              o i I
7            __I Total    134,056 '    81,961                            58,001        274,017 I TLG Services, Inc.                                                              000084
 
Comanche Peak Nuclear Power Plant                        Document L11-1774-001, Rev. 0 Decommissioning Cost Analysis                                  Section 3, Page 40 of 60 TABLE 3.3c COMANCHE PEAK NUCLEAR POWER PLANT, UNIT 2 DECON ALTERNATIVE SCHEDULE OF SITE RESTORATION EXPENDITURES (thousands, 2019 dollars)
Equipment &
Year      Labor          Materials    Energy      Burial    Other        Total 2033            272            0          0          0          0          272 2034          1,107            98          0          0          1        1,207 2035          1,616          238          0          0          2        1,856 2036          1,683          169          0          0          1        1,852 2037          1,706 i        137          0          0          0        1,843 2038          1,004            80          0          0        216        1,299 2039              12            0          0          0        209          221 2040        11,525        12,720        195          0    1,621        26,061 2041        13,658        15,074        231          0    1,920        30,883 2042          2' 133        2' 354        36          0        300        4,823 I--
2043-95            0            0          0          0          0              0 2096          2,968 1        989          4          0        554        4,515 Total        37,685 I      31,859        465          O      4,823      74,832 TLG Services, Inc.                                                                000085
 
Comanche Peak Nuclear Power Plant                        Document L11-1774-001, Rev. 0 Decommissioning Cost Analysis                                    Section 3, Page 41 of 60 TABLE 3.4 COMANCHE PEAK NUCLEAR POWER PLANT, UNIT 1 SAFSTOR ALTERNATIVE SCHEDULE OF TOTAL ANNUAL EXPENDITURES (thousands, 2019 dollars)
Equipment &
Year    Labor        Materials      Energy    Burial        Other        Total 2030        44,711 '    12,281        2,065        23      8,167        67,247_!
2031        32,645        9,623        1,572      365      21,421        65,626 2032        11,989        8,725          462          9      4,251        25,437 2033        11,957        8,702          461          9      4,239        25,368 2034        11,957        8,702          461          9      4,239        25,368 2035        11,957        8,702          461          9      4,239        25,368 2036        11,989        8,725          462          9      4,251        25,437 2037        11,957        8,702          461          9      4,239        25,368 2038        8,444 !      5,186          364          7      3,044        17,046 2039        3,577 '        314          231          4-  1,388        5,515 '
E 2040        3,587 '        315 1---      231          4      1,392        5,530 '
2041        3,577 r        314          231          4      1,388        5,515 2042        3,577 _:._    314          231          4      1,388        5,515_
2043        3,577          314          231          4      1,388        5,515 2044        3,587 !        315          231          4      1,392        5,530 2045        3,577          314          231          4      1,388        5,515 2046        3,577 '        314          231          4      1,388        5,515 2047        3,577          314          231          4      1,388        5,515 2048        3,587          315          231          4      1,392        5,530 2049        3,577          314          231          4      1,388        5,515 2050        3,577          314          231          4      1,388        5,515 2051        3,577          314          231          4      1,388        5,515 2052        3,587          315          231          4      1,392        5,530 2053        3,577          314          231          4      1,388        5,515 2054        3,577          314          231          4      1,388        5,515 2055        3,577 r        314          231          4      1,388        5,515 2056        3,687 .        615          231          4      1,392        5,930 2057        3,677          614          231          4      1,388        5,915 2058        3,677          614          231          4      1,388        5,915 2059        3,677          614          231          4      1,388        5,915 TLG Services, Inc.                                                                000086
 
Comanche Peak Nuclear Power Plant                        Document L11-1774-001, Rev. 0 Decommissioning Cost Analysis                                Section 3, Page 42 of 60 TABLE 3.4 (continued)
COMANCHE PEAK NUCLEAR POWER PLANT, UNIT 1 SAFSTOR ALTERNATIVE SCHEDULE OF TOTAL ANNUAL EXPENDITURES (thousands, 2019 dollars)
Equipment &
Year      Labor        Materials    Energy      Burial      Other        Total 2060          3,687 '      615 I      231            4    1,392 I.      5,930 2061          3,677        614        231            4    1,388        5,915 2062          3,677        614        231            4    1,388        5,915 2063          3,677        614        231            4    1,388        5,915 2064          3,687        615        231            4    1,392        5,930 2065          3,677        614        231            4    1,388        5,915 2066          3,677        614        231            4    1,388        5,915 2067          3,677 1      614        231            4    1,388        5,915 2068          3,687 ,      615        231            4    1,392        5,930 2069          3,677 :      614        231            4    1,388        5,915 2070          3,677 ,      614        231            4    1,388        5,915 2071          3,677        614        231            4    1,388        5,915 2072          3,687 t      615 i      231            4'    1,392        5,930 2073          3,677 '      614        231            4    1,388        5,915 2074          3,677 '      614        231            4    1,388        5,915 2075          3,677 L      614        231            4    1,388        5,915 2076          3,687 ,      615        231            4    1,392        5,930 2077          3,677        614        231            4    1,388        5,915 2078          3,677        614        231            4    1,388        5,915 2079          3,677        614        231            4    1,388        5,915 2080          3,687 ,      615        231            4    1,392        5,930 2081          3,677        614        231            4    1,388        5,915 ,
2082          3,699 ,      679        231            4    1,388        6,001 2083        35,596      4,478      1,856          18    1,468        43,416 2084        48,521      12,944      2,279      11,369      3,511        78,624 2085        51,121 . 29,809      2,190      40,622      8,707      132,449 2086        32,707 :    10,488      1,792      8,805      4,517        58,308 2087        29,784      7,421      1,729      3,754      3,851        46,540 2088        10,098      2,241        450        980      2,001        15,770 2089        16,196 1    1,179        299          14    1,603        19,291 TLG Services, Inc.                                                              000087
 
Comanche Peak Nuclear Power Plant                      Document L11-1774-001, Rev. 0 Decommissioning Cost Analysis                                Section 3, Page 43 of 60 TABLE 3.4 (continued)
COMANCHE PEAK NUCLEAR POWER PLANT, UNIT 1 SAFSTOR ALTERNATIVE SCHEDULE OF TOTAL ANNUAL EXPENDITURES (thousands, 2019 dollars)
Equipment &
Year      Labor        Materials    Energy      Burial    Other        Total 2090        13,103      6,571        255                1,011 1_
                                                                    . 20,941 2091        11,925      7,150        231          O        925 . 20,231 2092          3,009      1,037          24          0        956        5,026 2093          1,955        292          0          0        957        3,204 2094          1,955        292          0          0        957        3,204 2095          1,955      1,542          0          0    12,544        16,042 2096          3,466 ,    1,344          12      3,073    3,260        11,156 Total      579,224 ,  188,142      28,036      69,275  165,490    1,030,167 TLG Services, Inc.                                                            000088
 
Comanche Peak Nuclear Power Plant                        Document L11-1774-001, Rev. 0 Decommissioning Cost Analysis                                Section 3, Page 44 of 60 TABLE 3.4a COMANCHE PEAK NUCLEAR POWER PLANT, UNIT 1 SAFSTOR ALTERNATIVE SCHEDULE OF LICENSE TERMINATION EXPENDITURES (thousands, 2019 dollars)
Equipment &
Year      Labor      Materials    Energy      Burial      Other        Total 2030        41,024      1,221      2,065          23    7,270        51,602 2031        28,804      5,051      1,572        365    20,514        56,306 2032          3,376        430        462            8    3,485        7,762 2033          3,367        429        461            8    3,475        7,741 2034          3,367        429        461            8    3,475        7,741 2035          3,367        429        461            8    3,475        7,741 2036          3,376        430        462            8    3,485        7,762  1 2037          3,367        429        461            8    3,475        7,741 2038          2,676        381        364            7    2,574        6,002 1-2039          1,719        314        231            4    1,326        3,594 2040          1,723        315        231            4    1,329        3,603 2041          1,719        314        231            4    1,326        3,594 2042j        1,719        314        231            4    1,326        3,594 2043          1,719        314        231            4    1,326        3,594 2044          1,723        315        231            4    1,329        3,603 2045          1,719        314        231            4    1,326        3,594 2046          1,719        314        231            4    1,326        3,594 2047          1,719        314        231            4    1,326        3,594 2048          1,723        315        231            4    1,329        3,603 2049          1,719        314        231            4    1,326        3,594 2050          1,719        314        231            4    1,326        3,594 2051          1,719        314        231            4    1,326        3,594 2052          1,723        315        231            4    1,329        3,603 2053          1,719        314        231            4    1,326        3,594 2054          1,719        314        2311          4    1,326        3,594 2055          1,719        314        231            4    1,326        3,594 2056          1,723        315        231            4    1,329        3,603 2057 ,        1,719        314        231            4    1,326        3,594 2058 -1      1,719        314        231            4    1,326        3,594 2059 j        1,719        314        231            4    1,326        3,594 TLG Services, Inc.                                                              000089
 
Comanche Peak Nuclear Power Plant                          Document L11-1774-001, Rev. 0 Decommissioning Cost Analysis                                  Section 3, Page 45 of 60 TABLE 3.4a (continued)
COMANCHE PEAK NUCLEAR POWER PLANT, UNIT 1 SAFSTOR ALTERNATIVE SCHEDULE OF LICENSE TERMINATION EXPENDITURES (thousands, 2019 dollars)
Equipment &
Year      Labor        Materials    Energy      Burial      Other        Total 2060 I    1,723          315        231            4    1,329        3,603  1 2061      1,719 1        314        231            4    1,326        3,594  j 2062      1,719          314        231            4    1,326        3,594    '
2063      1,719          314        231            4    1,326        3,594 2064      1,723          315        231            4    1,329        3,603 2065      1,719  '      314        231            4    1,326        3,594 2066      1,719          314        231            4    1,326        3,594 I----
2067      1,719          314        231            4    1,326        3,594 2068
* 1,723          315        231            4    1,329        3,603 I-- 2069j        1,719          314        231            4    1,326        3,594  d 2070      1,719          314        231            4    1,326        3,594 2071      1,719          314        231            4    1,326        3,594 2072      1,723          315        231            4    1,329        3,603 2073      1,719          314        231            4    1,326        3,594 2074      1,719          314        231            4    1,326        3,594  1 2075      1,719          314        231            4    1,326        3,594 2076      1,723          315        231            4    1,329        3,603 2077      1,719          314        231            4    1,326        3,594 2078      1,719  :      314        231            4    1,326        3,594 2079      1,719 !        314        231            4    1,326        3,594 2080      1,723  i      315        231            4    1,329        3,603 2081      1,719 1        314        231            4    1,326        3,594 2082      1,719  1      314        231            4    1,326        3,594 2083      33,032        4,243      1,856          18    1,406        40,554 2084      44,978      12,603      2,279      11,369      3,448        74,677 2085      47,702 1    29,365      2,190      40,622      8,644      128,523 2086      29,801      10,117      1,792      8,805      4,454      54,969 2087      26,960        7,062      1,729      3,754      3,789        43,293 2088      8,311        1,925        450        980      1,938        13,605 2089      14,439          879        299          14    1,540        17,171 2090      2,325          134          48            2        175        2,684 TLG Services, Inc.                                                              000090
 
Comanche Peak Nuclear Power Plant                          Document L11-1774-001, Rev. 0 Decommissioning Cost Analysis                                  Section 3, Page 46 of 60 TABLE 3.4a (continued)
COMANCHE PEAK NUCLEAR POWER PLANT, UNIT 1 SAFSTOR ALTERNATIVE SCHEDULE OF LICENSE TERMINATION EXPENDITURES (thousands, 2019 dollars)
Equipment &
Year      Labor          Materials  Energy      Burial    Other        Total 2091            120 .            o          ø          o          0 i        120 2092              13              0          0          0          0            13 2093              0 .            0          0          0          0              0 2094              0              0          0          0          0              0
                        --r-2095              71        1,250          0          0    11,618        12,940 2096            498          223          8      3,073    2,705        6,508 I                      t Total    376,645 l        90,873    27,571      69,270  149,320      713,679 TLG Services, Inc.                                                                000091
 
Comanche Peak Nuclear Power Plant                        Document L11-1774-001, Rev. 0 Decommissioning Cost Analysis                                  Section 3, Page 47 of 60 TABLE 3.4b COMANCHE PEAK NUCLEAR POWER PLANT, UNIT 1 SAFSTOR ALTERNATIVE SCHEDULE OF SPENT FUEL MANAGEMENT EXPENDITURES (thousands, 2019 dollars)
Equipment &
Year        Labor      Materials    Energy      Burial    Other        Total 2030          3,687      11,061          0          0        897      15,644 2031          3,830      4,563          0          O        883        9,276 '
2032          8,586 '    8,273          0          O        706      17,564 ,
2033          8,562      8,250          0          0        704      17,516 2034          8,562 1    8,250          0          0 t      704      17,516 2035          8,562      8,250          0          0        704      17,516 2036          8,586      8,273          0          0        706      17,564
          --t-2037          8,562      8,250          0          0        704      17,516 F--2038            5,752      4,792          0          0        435      10,979
' 2039            1,859            O          O          0        63        1,921 2040          1,864            0          O          0        63        1,926 F--
2041          1,859            0          O          0        63        1,921 2042        1,859                                            63        1,921 1--- 2043                1 1,859            0          0          O        63        1,921 2044          1,864            0          0          O        63        1,926 2045          1,859                                            63        1,921 2046          1,859            0          0          0        63        1,921 2047          1,859            0          0          0        63        1,921 2048          1,864            0          0          O        63        1,926 2049          1,859            0          0          O        63        1,921 2050          1,859            0          0          O        63        1,921 2051          1,859            0          0          O        63        1,921 2052          1,864            0          0          0        63        1,926 2053          1,859            0          O          0        63        1,921 2054          1,859            0          0          0        63        1,921 2055          1,859            0          0          0        63        1,921 2056          1,964        300          O          0        63        2,326 2057          1,959        300          0          0        63 ,      2,321 2058          1,959        300          0          0        63        2,321 2059          1,959        300          0          0        63        2,321 TLG Services, Inc.                                                              000092
 
Comanche Peak Nuclear Power Plant                        Document L11-1774-001, Rev. 0 Decommissioning Cost Analysis                                Section 3, Page 48 of 60 TABLE 3.4b (continued)
COMANCHE PEAK NUCLEAR POWER PLANT, UNIT 1 SAFSTOR ALTERNATIVE SCHEDULE OF SPENT FUEL MANAGEMENT EXPENDITURES (thousands, 2019 dollars)
Equipment &
Year      Labor      Materials    Energy      Burial    Other        Total 2060          1,964        300          0          0        63        2,326 ,
2061          1,959        300          0                    63        2,321 2062 i        1,959        300          0          0        63        2,321 2063          1,959        300          0          0        63        2,321
                                  -+/-
2064          1,964        300          0          0        63        2,326 2065          1,959        300          0          0        63        2,321 2066          1,959        300          0          O        63        2,321 2067          1,959 l      300          0          0        63        2,321 2068          1,964        300          0          0        63        2,326 F
2069          1,959        300          O          0        63        2,321 I 2070          1,959        300          0          0        63        2,321 H
2071          1,959        300          0          0        63        2,321 2072          1,964        300          0          0        63        2,326 2073          1,959        300          0          0        63        2,321 2074          1,959        300          0          0        63        2,321 2075          1,959 t--    300          0          O        63        2,321 2076          1,964        300          0          0        63        2,326 2077          1,959        300          0          0        63        2,321 2078 I1,959                300          0                    63        2,321 2079          1,959        300          0          0 l      63        2,321 ,
2080          1,964        300          0          0        63        2,326 2081          1,959        300          0          0        63        2,321 2082          1,980        365          0          0        63        2,408 2083          1,989        235          0          0        63        2,286 2084          2,000        300          0          0        63        2,363 _
2085          1,915        300          0          0        63        2,277 2086          1,842        300          0          0        63        2,204 2087          1,830        300          O          0        63        2,192 2088          1,528        300          0          0        63        1,891 2089          1,757 1      300          0          0        63        2,119 TLG Services, Inc.                                                            000093
 
Comanche Peak Nuclear Power Plant                      Document L11-1774-001, Reu. 0 Decommissioning Cost Analysis                                Section 3, Page 49 of 60 TABLE 3.4b (continued)
COMANCHE PEAK NUCLEAR POWER PLANT, UNIT 1 SAFSTOR ALTERNATIVE SCHEDULE OF SPENT FUEL MANAGEMENT EXPENDITURES (thousands, 2019 dollars)
Equipment &
Year      Labor        Materials    Energy      Burial    Other        Total 2090          1,925        300          0          0        146        2,371 2091          1,923        300          O          0        156        2,379 2092          1,967        324          0          O        876        3,167
                  ---1 2093          1,955 ,      292          0          O        957        3,204 2094          1,955 1      292          0          O        957        3,204 2095          1,884        292          0          O        926        3,102 2096              0            0                                  0            0 Total      173,715 l    81,961                      0    13,653      269,329 TLG Services, Inc.                                                            000094
 
Comanche Peak Nuclear Power Plant                          Document L11-1774-001, Rev. 0 Decommissioning Cost Analysis                                  Section 3, Page 50 of 60 TABLE 3.4c COMANCHE PEAK NUCLEAR POWER PLANT, UNIT 1 SAFSTOR ALTERNATIVE SCHEDULE OF SITE RESTORATION EXPENDITURES (thousands, 2019 dollars)
Equipment &
Year      Labor          Materials    Energy      Burial    Other        Total 2030 j                          0          0 1        0          O              0 2031              11 1          9          0          0        24            4 4-7 11 2032              27            22          0          0        62          111 2033              27            22          0          0        61          111 2034              27            22          O          0        61 i        111 2035              27            22          0          0        61          111 r
2036              27            22          0          0        62          111 2037              27  '        22          0          0        61          111 2038              16  '        13          0          0        36            65 2039-82            0            0          0          0          0              0 2083  T          576 1          0          0          0          0          576 2084          1,544            40          0          0          0        1,584 2085          1,505          144          0          0          0        1,648 2086
* 1,064            71          0          0          0        1,136 ,
2087            995            60          O          0          0        1,054 '
2088            259            16          0          0          0          274 2089              0            0          0          0          0              0 2090          8,853        6,137        207          O        690      15,886 2091          9,882        6,850        231          O        770      17,732 2092          1,029          713          24          0        80        1,846 2093              0            0          0          0          0              0 2094              0            0 2095              0            0          O          0          0              0 2096          2,968        1,121          4          O        554        4,648 Total        28,864        15,308        465          O    2,523        47,160 TLG Services, Inc.                                                                000095
 
Comanche Peak Nuclear Power Plant                          Document L11-1774-001, Rev. 0 Decommissioning Cost Analysis                                  Section 3, Page 51 of 60 TABLE 3.5 COMANCHE PEAK NUCLEAR POWER PLANT, UNIT 2 SAFSTOR ALTERNATIVE SCHEDULE OF TOTAL ANNUAL EXPENDITURES (thousands, 2019 dollars)
Equipment &
Year        Labor      Materials    Energy      Burial      Other        Total 2033  j    42,642 i    12,507      2,103          23    5,145        62,420 '
2034        35,716      13,638      1,542        396    14,913        66,205 '
2035        18,776      15,000        461          11    4,555 :      38,803 2036  L    18,828      15,041        462          11    4,568 !      38,910 2037        18,776      15,000        461          11    4,555        38,8031 2038        12,520  '    8,882        364            8    3,256        25,032 2039  i___  3,852 1_      406        231            4    1,457        5,949 I 2040          3,862          407        231            4    1,461        5,965 2041          3,852          406        231            4    1,457        5,949 2042  j      3,852          406        231            4    1,457        5,949 2043          3,852          406        231            4    1,457        5,949 2044          3,862          407        231            4    1,461        5,965 2045  .      3,852          406        231            4    1,457        5,949 2046  -I      3,852  '      406
__  J      231            4    1,457        5,949 2047          3,852  '      406        231            4    1,457        5,949 2048          3,862          407        231            4    1,461        5,965 ,
2049          3,852          406        231            4    1,457        5,949 ,
2050          3,852          406        231            4    1,457        5,949 '
2051          3,852          406        231            4    1,457        5,949 '
2052          3,862          407        231            4    1,461        5,965 2053          3,852          406        231            4    1,457        5,949 2054          3,852  .      406        231            4    1,457        5,949 2055          3,852  '      406        231            4    1,457        5,949 2056          3,962  ,      707        231            4    1,461 l      6,365 2057          3,952  .      706        231            4    1,457        6,349 2058          3,952          706        231            4    1,457        6,349 2059          3,952          706        231            4    1,457        6,349 2060          3,962          707        231            4    1,461        6,365 2061          3,952          706        231            4    1,457        6,349 TLG Services, Inc.                                                              000096
 
Comanche Peak Nuclear Power Plant                        Document L11-1774-001, Rev. 0 Decommissioning Cost Analysis                                  Section 3, Page 52 of 60 TABLE 3.5 (continued)
COMANCHE PEAK NUCLEAR POWER PLANT, UNIT 2 SAFSTOR ALTERNATIVE SCHEDULE OF TOTAL ANNUAL EXPENDITURES (thousands, 2019 dollars)
Equipment &
Year      Labor        Materials    Energy      Burial      Other        Total 2062          3,952  i      706 i      231            4    1,457        6,349 1 2063          3,952  ;      706        231            4    1,457        6,349 1 2064          3,962          707        231            4    1,461        6,365 2065          3,952          706        231            4    1,457        6,349 2066          3,952 :        706        231            4    1,457        6,349 !
2067          3,952  :      706        231            4    1,457        6,349 1 2068 L        3,962          707        231            4    1,461        6,365 2069 l        3,952 1        706        231            4    1,457        6,349 '
2070          3,952  '      706        231            4    1,457        6,349 1 2071          3,952          706        231            4    1,457 ,      6,349 2072          3,962          707        231            4    1,461 ,      6,365 2073          3,952          706        231                  1,457 i      6,349 2074          3,952          706        231            4 l  1,457        6,349 2075          3,952          706        231            4    1,457        6,349 2076          3,962          707        231            4    1,461        6,365 2077          3,952          706        231            4    1,457        6,349 2078          3,952          706        231            4    1,457        6,349 2079          3,952          706        231            4    1,457        6,349 2080          3,962          707        231            4    1,461        6,365 2081          3,952          706        231            4    1,457        6,349 2082          3,952          706        231            4    1,457        6,349 2083          3,962          736        231            4    1,457        6,390 2084        27,626        3,300      2,101          19    1,447        34,492 2085        42,072      16,011      2,258      13,468      3,606        77,415 2086        54,192      30,141      2,190      32,960      6,743      126,226 2087        46,028      11,229      1,731      7,901      4,129        71,018 2088        43,210      10,088      1,574      6,892      3,668        65,433 2089        26,095        3,275        623      1,149      4,573      35,715 1 2090        16,268      14,167        255            2    3,180        33,872 I TLG Services, Inc.                                                              000097
 
Comanche Peak Nuclear Power Plant                        Document L11-1774-004 Rev. 0 Decommissioning Cost Analysis                                Section 3, Page 53 of 60 TABLE 3.5 (continued)
COMANCHE PEAK NUCLEAR POWER PLANT, UNIT 2 SAFSTOR ALTERNATIVE SCHEDULE OF TOTAL ANNUAL EXPENDITURES (thousands, 2019 dollars)
Equipment &
Year      Labor        Materials    Energy      Burial    Other        Total 2091        15,452 T,    15,586        231          0    2,844        34,112 i 2092          3,376        1,915          24          0    1,156        6,471 1 2093          1,955          292          0          0        957        3,204 2094          1,955          292          0          0        957        3,204 2095        1,955        1,542          0          0    12,544        16,042 ,
2096          3,466        1,212          12      3,073    3,260        11' 023
                                                                                    -i Total      607,169 ,  215,826      26,772      66,117  151,644  i 1,067,529 TLG Services, Inc.                                                              000098
 
Comanche Peak Nuclear Power Plant                          Document L11-1774-001, Rev. 0 Decommissioning Cost Analysis                                  Section 3, Page 54 of 60 TABLE 3.5a COMANCHE PEAK NUCLEAR POWER PLANT, UNIT 2 SAFSTOR ALTERNATIVE SCHEDULE OF LICENSE TERMINATION EXPENDITURES (thousands, 2019 dollars)
Equipment &
Year    Labor        Materials    Energy      Burial      Other        Total 2033        38,888        1,243      2,103          23    4,232        46,489 ,1 2034        29,109  '    6,577      1,542 i      395    13,991        51,614 2035        3,679  i I
547        461          10    3,745        8,442 2036        3,689          549        462          10    3,756        8,465 2037        3,679          547        461          10    3,745        8,442 2038        2,972  :      488        364            7    2,760        6,592 2039        1,993          406        231            4    1,394        4,028 2040        1,999 !        407        231            4    1,398        4,039 2041        1,993  .      406        231            4    1,394        4,028 2042        1,993 1_      406        231            4    1,394        4,028 2043        1,993          406        231            4    1,394        4,028 2044        1,999          407        231            4    1,398        4,039 2045        1,993          406        231            4    1,394        4,028 2046        1,993          406        231            4    1,394        4,028 2047        1,993          406        231            4    1,394        4,028 2048        1,999          407        231            4    1,398        4,039 2049        1,993          406        231            4    1,394        4,028 1 2050        1,993          406        231            4    1,394        4,028 1 2051        1,993          406        231            4    1,394        4,028 2052        1,999          407        231            4    1,398        4,039 1-  2053        1,993          406        231            4    1,394        4,028 2054        1,993          406        231            4    1,394        4,028 2055        1,993          406        231            4    1,394        4,028 2056        1,999  .      407        231            4    1,398        4,039 2057        1,993          406        231            4    1,394        4,028 :
2058        1,993          406        231            4    1,394        4,028 2059        1,993          406        231            4    1,394        4,028 2060        1,999          407        231            4    1,398        4,039 1 1
2061        1,993          406        231            4    1,394        4,028 .
2062        1,993          406        231            4    1,394        4,028 TLG Services, Inc.                                                              000099
 
Comanche Peak Nuclear Power Plant                        Document L11-1774-001, Rev. 0 Decommissioning Cost Analysis                                  Section 3, Page 55 of 60 TABLE 3.5a (continued)
COMANCHE PEAK NUCLEAR POWER PLANT, UNIT 2 SAFSTOR ALTERNATIVE SCHEDULE OF LICENSE TERMINATION EXPENDITURES (thousands, 2019 dollars)
Equipment &
Year    Labor      Materials    Energy      Burial      Other        Total 2063        1,993        406        231            4    1,394 !      4,028
' 2064          1,999        407        231            4    1,398 t      4,039 2065        1,993        406        231            4    1,394        4,028
[_. 2066        1,993 7      406        231 1          4    1,394        4,028 2067        1,993        406        231            4    1,394        4,028 2068        1,999        407        231            4    1,398        4,039 2069        1,993_        406        231            4    1,394        4,028 2070        1,993        406        231            4    1,394-7      4,028 .
2071        1,993        406        231            4    1,394 .1      4,028 '
2072        1,999        407        231                  1,398        4,039 1!
2073        1,993        406        231            4    1,394 I      4,028 2074        1,993        406        231            4    1,394        4,028 2075        1,993 _      406        231            4    1,394        4,028 ,
2076        1,999        407        231            4 l  1,398        4,039 2077        1,993        406        231            4    1,394        4,028 2078        1,993 _      406        231                  1,394        4,028 2079        1,993        406        231            4    1,394        4,028 2080        1,999        407        231            4    1,398        4,039 2081        1,993        406        231            4    1,394        4,028 2082        1,993        406        231            4    1,394        4,028 2083        1,993        406        231            4    1,394        4,028 2084        25,457      3,031      2,101            19      1,384      31,991 2085        38,955      15,640      2,258      13,468      3,544      73,864 2086        50,375      29,665      2,190      32,960      6,681      121,871 2087        41,771      10,756      1,731        7,901      4,067      66,225 2088        39,360      9,648      1,574        6,892      3,606      61,080 2089        24,066      2,975        623      1,149      4,511      33,324 2090        2,265        172          48                    626        3,113 2091            52            0          0            O          0            52 2092            5 TLG Services, Inc.                                                              000100
 
Comanche Peak Nuclear Power Plant                        Document L11-1774-001, Rev. 0 Decommissioning Cost Analysis                                Section 3, Page 56 of 60 TABLE 3.5a (continued)
COMANCHE PEAK NUCLEAR POWER PLANT, UNIT 2 SAFSTOR ALTERNATIVE SCHEDULE OF LICENSE TERMINATION EXPENDITURES (thousands, 2019 dollars)
Equipment &
Year      Labor        Materials  Energy      Burial    Other        Total 2093 J            0            0          0          0 _        O            0 2094              0 ,          0          0          O          O            0 2095              71      1,250          0          0    11,618        12,940 2096            498        223          8      3,073    2,705        6,508 Total L394,649 :        101,589      26,307 ,    66,112 I 133,739      722,396 TLG Services, Inc.                                                              000101
 
Comanche Peak Nuclear Power Plant                        Document L11-1774-001, Rev. 0 Decommissioning Cost Analysis                                  Section 3, Page 57 of 60 TABLE 3.5b COMANCHE PEAK NUCLEAR POWER PLANT, UNIT 2 SAFSTOR ALTERNATIVE SCHEDULE OF SPENT FUEL MANAGEMENT EXPENDITURES (thousands, 2019 dollars)
Equipment &
Year      Labor        Materials    Energy      Burial    Other        Total 2033          3,755      11,264          0          0        913      15,932 i 2034          6,587 1      7,045          0          0        878 1---  14,510 1 I
2035        15,050  1    14,414          0          O        704 l    30,167 2036        15,091  :    14,453          0          0 L      706      30,250 :
2037        15,050  '    14,414          0          O        704      30,167 j 2038          9,520  '    8,372          0          O        435      18,327 2039 i        1,859  ;          0          O          0        63        1,921 I- 2040 I-      1,864            0          O          0        63        1,926 2041          1,859  !          0          O          0        63        1,921 2042          1,859            0          0          0        63        1,921 2043          1,859            0          0          0        63        1,921 2044          1,864            0          0          0        63        1,926 2045          1,859            0          0          0        63        1,921 2046          1,859            0          0          0        63        1,921 2047          1,859            0          0          0        63        1,921 2048          1,864            0          0          0        63        1,926 2049          1,859            0          0          0        63        1,921 2050          1,859            0          0          0        63        1,921
_ 2051          1,859            0          0          0 ,      63        1,921 2052          1,864            0          0          0        63        1,926 2053          1,859            0          0          0        63        1,921 2054          1,859            0          0          0        63        1,921 2055          1,859            0          0          0        63        1,921 2056          1,964          300          0          0        63        2,326
_ 2057          1,959          300                      0        63        2,321 2058          1,959          300          0          0        63        2,321 2059          1,959          300          0          O        63        2,321 2060          1,964          300          0          0        63        2,326 2061          1,959          300          0          0        63        2,321 2062          1,959          300          0          0        63        2,321 TLG Services, Inc.                                                              000102
 
Comanche Peak Nuclear Power Plant                      Document L11-1774-001, Rev. 0 Decommissioning Cost Analysis                                Section 3, Page 58 of 60 TABLE 3.5b (continued)
COMANCHE PEAK NUCLEAR POWER PLANT, UNIT 2 SAFSTOR ALTERNATIVE SCHEDULE OF SPENT FUEL MANAGEMENT EXPENDITURES (thousands, 2019 dollars)
Equipment &
Year        Labor      Materials  Energy      Burial    Other        Total 2063          1,959        300          0          0        63        2,321 2064  T      1,964        300          0          O        63        2,326 2065    f    1,959        300          0          O        63        2,321
- 2066  1.I    1,959        300          0                    63        2,321 1
2067    1    1,959        300          0          O        63        2,321 2068          1,964        300          0          O        63        2,326 1
2069          1,959 1      300          0          o        63        2,321 ,
2070          1,959        300          0          0        63        2,321 2071          1,959        300          0          0        63        2,321 2072          1,964        300          0          0        63        2,326 2073          1,959        300          0          0        63        2,321 2074          1,959        300          0          0        63        2,321 2075          1,959        300          0          0        63        2,321 2076          1,964        300          0          0        63        2,326 '
2077          1,959        300          0          0        63        2,321 2078          1,959        300          0          0        63        2,321 2079          1,959        300          0          0        63        2,321 2080          1,964        300          O          0        63        2,326 2081          1,959        300          O          0        63        2,321 2082  t      1,959        300          O          O        63        2,321 2083          1,969        330          O          O        63        2,362 2084          1,885        270          0          O        63        2,218 2085          1,923 .      300          O          O        63        2,286 2086          1,982 ,      300          O          0        63        2,345 2087          2,090        300          O          0        63        2,452 2088          2,103        300          0          0        63        2,467 2089          2,029        300          0          0        63        2,391 2090          1,960        300          0          0        146        2,406 2091          1,958        300          0          0        156        2,413 2092          1,971        324          0          0        876        3,171 TLG Services, Inc.                                                            000103
 
Comanche Peak Nuclear Power Plant                      Document L11-1774-001, Rev. 0 Decommissioning Cost Analysis                                Section 3, Page 59 of 60 TABLE 3.5b (continued)
COMANCHE PEAK NUCLEAR POWER PLANT, UNIT 2 SAFSTOR ALTERNATIVE SCHEDULE OF SPENT FUEL MANAGEMENT EXPENDITURES (thousands, 2019 dollars)
Equipment &
Year      Labor      Materials    Energy      Burial    Other        Total 2093          1,955        292          0          0        957        3,204 ,
t 2094        1,955        292          O          0        957 ,      3,204 2095          1,884        292          O          O        926 '      3,102 2096              0          0          Oj__
Total      175,250      81,961          13              11,551      268,762 TLG Services, Inc.                                                              000104
 
Comanche Peak Nuclear Power Plant                        Document L11-1774-001, Rev. 0 Decommissioning Cost Analysis                                Section 3, Page 60 of 60 TABLE 3.5c COMANCHE PEAK NUCLEAR POWER PLANT, UNIT 2 SAFSTOR ALTERNATIVE SCHEDULE OF SITE RESTORATION EXPENDITURES (thousands, 2019 dollars)
Equipment &
Year      Labor        Materials      Energy    Burial    Other        Total 2033    I                    01          0          0          0              0 2034            20          16 1          0          0        44            80 1 2035            48          39 1        0          0        107          194 2036            48          39 1        0          O        107          195 .
2037            48          39
* 0          O        107          194 2038            28          23            0          0        62          113 2039-2083          0            0          O          0          0              0 2084            283            0          O          0          0          283 2085        1,193            72          0          0          0        1,264 2086        1,835          175            0          0          0        2,010 2087        2,167          173            0          0          0        2,341 2088        1,747          140            0          0          0        1,887 2089              0            0          0          0          0              0 2090        12,044      13,694          207          0    2,408                1 28,353 2091        13,443      15,286          231          0    2,688        31,648 2092        1,400        1,591          24          0        280        3,295 2093              0            0          0          0          0              0 2094              0            0          0          0          0              0 2095              0            0          0          0          0              0 '
2096        2,968          989            4          0        554        4,515 Total      37,270 i    32,277          465          0    6,359        76,371 TLG Services, Inc.                                                              000105
 
Comanche Peak Nuclear Power Plant                            Document L11-1774-001, Rev. 0 Decommissioning Cost Analysis                                        Section 4, Page 1 of 6
: 4. SCHEDULE ESTIMATE The schedules for the decommissioning scenarios considered in this study follow the sequences presented in the AIF/NESP-036 study, with minor changes to reflect recent experience and site-specific constraints. In addition, the scheduling has been revised to reflect the spent fuel management plan described in Section 3.5.1.
A schedule or sequence of activities for the DECON alternative is presented in Figure 4.1. The scheduling sequence is based on the fuel being removed from the spent fuel pools within five and one half years. The key activities listed in the schedule do not reflect a one-to-one correspondence with those activities in the cost tables, but reflect dividing some activities for clarity and combining others for convenience. The schedule was prepared using the "Microsoft Project Professional" computer software.[331 4.1 SCHEDULE ESTIMATE ASSUMPTIONS The schedule reflects the results of a precedence network developed for the site decommissioning activities, i.e., a PERT (Program Evaluation and Review Technique) Software Package. The work activity durations used in the precedence network reflect the actual man-hour estimates from the cost table, adjusted by stretching certain activities over their slack range and shifting the start and end dates of others. The following assumptions were made in the development of the decommissioning schedule:
* The fuel building is isolated until such time that all spent fuel has been discharged from the spent fuel pools to the ISFSI for interim storage.
Decontamination and dismantling of the storage pools is initiated once the transfer of spent fuel is complete (DECON alternative).
* All work (except vessel and internals removal) is performed during an 8-hour workday, 5 days per week, with no overtime. There are eleven paid holidays per year.
* Reactor and internals removal activities are performed by using separate crews for different activities working on different shifts, with a corresponding backshift charge for the second shift.
* Multiple crews work parallel activities to the maximum extent possible, consistent with optimum efficiency, adequate access for cutting, removal and laydown space, and with the stringent safety measures necessary during demolition of heavy components and structures.
TLG Services, Inc.                                                                  000106
 
Comanche Peak Nuclear Power Plant                          Document L11-1774-001, Rev. 0 Decommissioning Cost Analysis                                      Section 4, Page 2 of 6 4.2 PROJECT SCHEDULE The period-dependent costs presented in the detailed cost tables are based upon the durations developed in the schedules for decommissioning. Durations are established between several milestones in each project period; these durations are used to establish a critical path for the entire project. In turn, the critical path duration for each period is used as the basis for determining the period-dependent costs. A second critical path is shown for the spent fuel storage period, which determines the release of the fuel building for final decontamination.
Project timelines are provided in Figures 4.2 and 4.3, with milestone dates based on the 2030 and 2033 shutdown dates for Units 1 and 2, respectively. The fuel pools are emptied approximately five and one half years after Unit 2 shutdown, while ISFSI operations continue until the DOE can complete the transfer of assemblies.
Deferred decommissioning in the SAFSTOR alternative is assumed to commence so that the site can be released for alternative use, excluding the ISFSI, within a 60-year period from the cessation of plant operations.
TLG Services, Inc.                                                                  000107
 
Comanche Peak Nuclear Power Plant                                                      Document L11-1774-001, Rev. 0 Decommissioning Cost Analysis                                                                        Section 4, Page 3 of 6 FIGURE 4.1 DECON ACTIVITY SCHEDULE Task Name 2026 2029    203"  2035    2036 2041 2044 CPNPP DECON Unit 1 & 2 schedule Shutdown Unit 1
* Penod la Unit 1 - Shutdosvn through transition                              **
Cernhcate of permanent cessation of operations submitted
* F ue: 17.0rag,..;*.;:,..
Rec.:1,1'411re pl in:
Prepare activity specifications                                          MI Perform site characterization PSDAR submitted
* Written certificate of permanent removal of fuel submitted
* Site specific decommissioning cost estimate submitted
* DOC staff mobilized
* Penod lb Unit 1 - Decommissioning preparations                                **
Fuel storage pco: .Dpes atICAla Reconfture plant continue i City fuel stowe operanor s Prepare detailed work procedures
* Decon NSSS
* Isolate spent fuel pool
* Period 2a Unit 1 - Large component removal                                        tip.
Fuel storage pool operations                                                    NMI Dry fuel storage operations Preparauon for reactor vessel removal Reactor vessel & internals Remo:ring large NSSS components disposmon Non-essential systems Mani turbineigenerator Ilam condenser Period 21, Unit 1 - Decontamination i wet fuel)
Reactor Building Decon Fuel storage pool operations Dry fuel storage operation; Remove systems not supporting wet fuel storage                                      NEM Decon buildings not supporting wet fuel storage                                      MWM Penod 2c - Unit 1 - Delay Prior to Spent Fuel Pool Decon                                  gpomnip Delay Penod Zd Unit 1 - Decontamination following wet fuel storage
* Dry fuel storage operations
* Remove spent fuel cooling system components Decon wet fuel storage area
* Period 2e Unit 1 - Delay before License Terra                                                      IMP Star: De:ay                                                                                      ten End Delay                                                                                          *
    -:nit 2 Operations Shutdown Unit 2
* Period la Unit 2 - Shutdown through transition                                        ***
Certificate of pennanent cessation of operations submitted
* Fuel storage pool operations Reconfigure plant Dry fuel storage operation; Prepare activity specifications Perform site characterization Tag                          Mlestale
* TLG Services, Inc.                                                                                                    000108
 
Comanche Peak Nuclear Power Plant                                                Document L11-1774-001, Rev. 0 Decommissioning Cost Analysis                                                                    Section 4, Page 4 of 6 FIGURE 4.1 (continued)
DECON ACTIVITY SCHEDULE Task Name 2026 2029  2r,5''    2035      2055  2041 2344 PSDAR submitted Written certificate of permanent removal of fuel submitted
* Site specific decommissioning cost estimate submitted
* DOC staff mobilized
* Period lb Unit') - Decommissioni ,f, pteparations Fuel storage poo: operations Reconfigure plant i:continuei Dry fuel storage operation; Prepare detailed work procedures Decon NSSS
* Isolate spent fuel pool                                                          M gp*Now Penod 2a Unit 2 - Large component removal Fuel storage pool operation;                                                        MEI Dry fuel storage operations Preparation for reactor vessel removal Reactor vessel & internals Remainiug large NSSS components dispotton Non-essential systems Main turbineigenerator Main condenser                                                                      II=
License termination plan submitted
* viming Period 2b Unit 2 - Decontamination (wet fueli Fuel ;forage pool operations Dry fuel image operations Remove systems not supporting wet fuel storage                                                M Decon buildings not supporting wet fuel storage                                          IIMM License termination plan approred
* Fuel storage pool available for decommissioning
* Period 2d Unit 2 - Decontamination Mixing wet fuel storage                                      PP Dry fuel storage operations                                                                    M Remove seiriain: sTstems Dec _,n
          - .C.
              - -. fie: st:c-i'se al ea Period a Unit 1 & 2 - Plant bream tennination Dry fuel storage operanons
* Final Site Suitrey N7C re-,-.eit. ,ceapp.. y...al Part 50 license terminated
* gm..
Period lb Unit 1 & 2 - Site restoration Bui: lin: demolitions liachfili and landocaping TLG Services, Inc.                                                                                                  000109
 
Comanche Peak Nuclear Power Plant                                                              Document L11-1774-001, Rev. 0 Decommissioning Cost Analysis                                                                                  Section 4, Page 5 of 6 FIGURE 4.2 DECOMMISSIONING TIMELINE DECON (not to scale)
E%Zs.
Peed 2                          Por cd 3
        ?e* cd Dece-rm sser                          Ste              VS Opete crs                      Ss P-eca*-ecrs Cce-et ens                      Pes*crs*.cr                                          243.7.
A J,J1-2095 get-203C Jg-ZCZ                                                6tb-ZW:                                                Dec- 'XS g6e Sec Cze*at crs A,,g-Z038 Sce-c F .4!  er. TT :ICE S.S Oce-st ors 2-7'5 6 Pe. Z                  cd 3 Pe* cd                  Decom sscr -g            Ste crs Pd'at,cns                  Owec s-s            gecc-stc^
A                                                                                                                  .1%
                    .rels.Z.W3                                                                                                          Jun-2096 A-g-2as4                          c-Z:eC                                                r.-2045 TLG Services, Inc.                                                                                                                        000110
 
Comanche Peak Nuclear Power Plant                                                                              Document L11-1774-001, Rev. 0 Decommissioning Cost Analysis                                                                                                      Section 4, Page 6 of 6 FIGURE 4.3 DECOMMISSIONING TIMELINE SAFSTOR (not to scale) tP.t 1 So.t.etdeve.                                                                                                                                                          END 1    Per,Cc :                                                                                        Per od 2              Per .od 3 SA=5, 0 0                                Percd 2                            Pe*Cd 3        aecon, n. ssor ni            Ste          Spent Fue'      :S.S.
P, ece-at cns                            Safe-Storage                        Pann ng            Operat t:S            Restore on        - rars'er      D&D
                                                                                                                                                                          }
Jun-2096 e13-21130 A.g-2C31                                                      Ma-'063    Se p-2M4                    Pe o-2090        :eb-2392          Dec 2095
            ;vePC Coe-etons A.g-2(58 Spent .ue,T, ansFer to DOE ss  Ope*-atbns                                                          SFS Opera: ons 2656 Ur- t2 Sh...tdovr,                                                                                                                                    END Per,od 2                                    Pe, cd 2          Pe-zd 3 De corr rr ss;on ng            Pe, cd 3                  ,,on ng De con* n- ----            S te        S,:e, t F..ae    SFS, P -epa-az cns                  Ope, at ons                . e, r, ng      Opera! cans        Re:::rat on      `'ers'e"      D&D N                                                                                                                                        ,
2033                                                                                                                                  jun- 2396 Aug-2034                                  Peb-2M4                            Pe h-2090        .et-2092          De c 2C95 TLG Services, Inc.                                                                                                                                                  000111
 
Comanche Peak Nuclear Power Plant                          Document L11-1774-001, Rev. 0 Decommissioning Cost Analysis                                        Section 5, Page 1 of 6
: 5. RADIOACTIVE WASTES The objectives of the decommissioning process are the removal of all radioactive material from the site that would restrict its future use and the termination of the NRC license. This currently requires the remediation of all radioactive material at the site in excess of applicable legal limits. Under the Atomic Energy Act,[34] the NRC is responsible for protecting the public from sources of ionizing radiation. Title 10 of the Code of Federal Regulations delineates the production, utilization, and disposal of radioactive materials and processes. In particular, Part 71 defines radioactive material as it pertains to transportation and Part 61 specifies its disposition.
Most of the materials being transported for controlled burial are categorized as Low Specific Activity (LSA) or Surface Contaminated Object (SCO) materials containing Type A quantities, as defined in 49 CFR Parts 173-178. Shipping containers are required to be Industrial Packages (IP-1, IP-2 or IP-3, as defined in 10 CFR §173.411).
For this study, commercially available steel containers are presumed to be used for the disposal of piping, small components, and concrete. Larger components can serve as their own containers, with proper closure of all openings, access ways, and penetrations.
The destinations for the various waste streams from decommissioning are identified in Figures 5.1 and 5.2. The volumes are shown on a line-item basis in Appendices C and D and summarized in Tables 5.1 and 5.2. The volumes are calculated based on the exterior dimensions for containerized material and on the displaced volume of components serving as their own waste containers.
The reactor vessel and internals are categorized as large quantity shipments and, accordingly, will be shipped in reusable, shielded truck casks with disposable liners.
In calculating disposal costs, the burial fees are applied against the liner volume, as well as the special handling requirements of the payload. Packaging efficiencies are lower for the highly activated materials (greater than Type A quantity waste), where high concentrations of gamma-emitting radionuclides limit the capacity of the shipping canisters.
No process system containing/handling radioactive substances at shutdown is presumed to meet material release criteria by decay alone (i.e., systems radioactive at shutdown will still be radioactive over the time period during which the decommissioning is accomplished, due to the presence of long-lived radionuclides).
While the dose rates decrease with time, radionuclides such as 137Cs will still control the disposition requirements.
TLG Services, Inc.                                                                  000112
 
Comanche Peak Nuclear Power Plant                      Document L11-1774-001, Rev. 0 Decommissioning Cost Analysis                                    Section 5, Page 2 of 6 The waste material produced in the decontamination and dismantling of the nuclear plants is primarily generated during Period 2 of DECON and Period 4 of SAFSTOR.
Contaminated components and activated materials are routed for controlled disposal.
For purposes of constructing the estimates, waste disposal costs are based upon CPPC's current rates for disposal at the Texas Compact facility, operated by Waste Control Specialists.
TLG Services, Inc.                                                              000113
 
Comanche Peak Nuclear Power Plant                                Document L11-1774-001, Rev. 0 Decommissioning Cost Analysis                                            Section 5, Page 3 of 6 FIGURE 5.1 RADIOACTIVE WASTE DISPOSITION
* DAW Resin / Filters 10.
(Class A)
Direct Burial Containerized Waste I
Waste Control    '
Decommissioning                          Bulk Waste Specialists Low-Level Radioactive Waste            *  (Contaminated Soil Andrews County, Streams                            and Concrete)
Texas Reactor Waste (Class A)
Reactor Waste (Classes B/C)
Resin
* NSSS Decontamination (Class B/C)
Reactor Waste                Geologic Disposal (Class GTCC)                  Federal Facility TLG Services, Inc.                                                                                000114
 
Comanche Peak Nuclear Power Plant                      Document L11-1774-001, Rev. 0 Decommissioning Cost Analysis                                  Section 5, Page 4 of 6 FIGURE 5.2 DECOMMISSIONING WASTE DESTINATIONS RADIOLOGICAL
                                      ---  1 Waste Control Specialists Andrews County, TX TLG Services, Inc.                                                            000115
 
Comanche Peak Nuclear Power Plant                            Document L11-1774-001, Rev. 0 Decommissioning Cost Analysis                                          Section 5, Page 5 of 6 TABLE 5.1 DECON ALTERNATIVE DECOMMISSIONING WASTE
 
==SUMMARY==
 
Waste Volume            Mass Waste                Cost Basis      Class RI    (cubic feet)        (pounds)
Low-Level Radioactive        Waste Control A            777,961        55,072,098 Waste (near-surface            Specialists disposal)                        (WCS)            B              3,653          418,723 673          90,169 Greater than Class C            Spent Fuel (geologic repository)          Equivalent        GTCC              4,123          803,947 Total [21                                                      786,410        56,384,937
[1]  Waste is classified according to the requirements as delineated in Title 10 CFR, Part 61.55
[2]  Columns may not add due to rounding TLG Services, Inc.                                                                    000116
 
Comanche Peak Nuclear Power Plant                            Document L11-1774-001, Rev. 0 Decommissioning Cost Analysis                                          Section 5, Page 6 of 6 TABLE 5.2 SAFSTOR ALTERNATIVE DECOMMISSIONING WASTE
 
==SUMMARY==
 
Waste Volume            Mass I
Waste                  Cost Basis    1 Class [11  (cubic feet)        (pounds)
Low-Level Radioactive          Wasth Control 774,980        54,114,229 Waste (near-surface              Specialists disposal)                          (WCS)            B              1,002          101,000 811          90,705 Greater than Class C            Spent Fuel (geologic repository)            Equivalent        GTCC              4,123          803,947 Total [2]                                                      780,916        55,109,881 In    Waste is classified according to the requirements as delineated in Title 10 CFR, Part 61.55
[2]  Columns may not add due to rounding.
TLG Services, Inc.                                                                      000117
 
Comanche Peak Nuclear Power Plant                          Document L11-1774-001, Rev. 0 Decommissioning Cost Analysis                                      Section 6, Page 1 of 5
: 6. RESULTS The analysis to estimate the costs to decommission Comanche Peak relied upon the site-specific, technical information developed for a previous analysis prepared in 2014, updated to reflect current assumptions pertaining to the disposition of the nuclear station and relevant industry experience in undertaking such projects. While not an engineering study, the estimates provide CPPC with sufficient information to assess their financial obligations, as they pertain to the eventual decommissioning of the nuclear station.
The estimates described in this report are based on numerous fundamental assumptions, including regulatory requirements, project contingencies, low-level radioactive waste disposal practices, high-level radioactive waste management options, and site restoration requirements. The decommissioning scenarios assume continued operation of the station's spent fuel pools for a minimum of five and one half years following the cessation of operations for continued cooling of the assemblies.
The cost projected to promptly decommission the station (DECON), manage the spent fuel, and restore the site, is estimated to be $1.846 billion. The majority of this cost (approximately 63.7%) is associated with the physical decontamination and dismantling of the nuclear plant so that the operating license can be terminated.
Another 29.8% is associated with the management, interim storage, and eventual transfer of the spent fuel. The remaining 6.5% is for the demolition of the designated structures and limited restoration of the site.
The cost projected for deferred decommissioning (SAFSTOR) is estimated to be $2.098 billion. The majority of this cost (approximately 68.5%) is associated with placing the plant in storage, ongoing caretaking of the plant during dormancy, and the eventual physical decontamination and dismantling of the nuclear plant so that the operating license can be terminated. Another 25.7% is associated with the management, interim storage, and eventual transfer of the spent fuel. The remaining 5.9% is for the demolition of the designated structures and limited restoration of the site.
The primary cost contributors, identified in Tables 6.1 and 6.2, are either labor-related or associated with the management and disposition of the radioactive waste.
Program management is the largest single contributor to the overall cost. The magnitude of the expense is a function of both the size of the organization required to manage the decommissioning, as well as the duration of the program. It is assumed, for purposes of this analysis, that CPPC will hire a Decommissioning Operations Contractor (DOC) to manage the decommissioning. CPPC will provide site security, radiological health and safety, quality assurance and overall site TLG Services, Inc.                                                                  000118
 
Comanche Peak Nuclear Power Plant                          Document L11-1774-001, Rev. 0 Decommissioning Cost Analysis                                      Section 6, Page 2 of 5 administration during the decommissioning and demolition phases. Contract personnel will provide engineering services, e.g., for preparing the activity specifications, work procedures, activation, and structural analyses, under the direction of CPPC. The size and composition of the management organization varies with the decommissioning phase and associated site activities. However, once the operating licenses are terminated, the staff is substantially reduced for the conventional demolition and restoration of the site, and the long-term care of the spent fuel (for the DECON alternative). Finally, both the estimates for DECON and SAFSTOR include the costs of disposing of the retired steam generators, the reactor vessel closure head, and spare high and low pressure turbine rotors from Unit 1. The study assumes that the disposal of the components would occur after shutdown, however, the costs are identified separately because the disposal activities could be conducted at any time.
As described in this report, the spent fuel pools will remain operational for a minimum of five and one half years following the cessation of operations. The pools will be isolated and an independent spent fuel island created. This will allow decommissioning operations to proceed in and around the pool areas. Over the five and one half-year period, the spent fuel will be packaged into transportable canisters for relocation to the ISFSI.
The cost for waste disposal includes only those costs associated with the controlled disposition of the low-level radioactive waste generated from decontamination and dismantling activities, including plant equipment and components, structural material, filters, resins and dry-active waste. As described in Section 5, disposition of the low-level radioactive material requiring controlled disposal will be at Waste Control Specialists' Andrews County facility. Highly activated components, requiring additional isolation from the environment (GTCC), are packaged for geologic disposal.
The cost of geologic disposal is based upon a cost equivalent for spent fuel.
Removal costs reflect the labor-intensive nature of the decommissioning process, as well as the management controls required to ensure a safe and successful program.
Decontamination and packaging costs also have a large labor component that is based upon prevailing wages. Non-radiological demolition is a natural extension of the decommissioning process. With a work force mobilized to support decommissioning operations, non-radiological demolition can be an integrated activity and a logical expansion of the work being performed in the process of terminating the operating license. Prompt demolition reduces future liabilities and can be more cost effective than deferral, due to the deterioration of the facilities (and therefore the working conditions) with time.
The reported cost for transport includes the tariffs and surcharges associated with moving large components and/or overweight shielded casks overland, as well as the TLG Services, Inc.                                                                  000119
 
Comanche Peak Nuclear Power Plant                          Document L11-1774-001, Rev. 0 Decommissioning Cost Analysis                                      Section 6, Page 3 of 5 general expense, e.g., labor and fuel, of transporting material to the destinations identified in this report. For purposes of this analysis, material is primarily moved overland by truck.
Decontamination is used to reduce the plant's radiation fields and minimize worker exposure.
License termination survey costs are associated with the labor intensive and complex activity of verifying that contamination has been removed from the site to the levels specified by the regulating agency. This process involves a systematic survey of all remaining plant surface areas and surrounding environs, sampling, isotopic analysis, and documentation of the findings. The status of any plant components and materials not removed in the decommissioning process will also require confirmation and will add to the expense of surveying the facilities alone.
The remaining costs include allocations for heavy equipment and temporary services, as well as for other expenses such as regulatory fees and the premiums for nuclear insurance. While site operating costs are greatly reduced following the final cessation of plant operations, certain administrative functions do need to be maintained either at a basic functional or regulatory level.
TLG Services, Inc.                                                                000120
 
Comanche Peak Nuclear Power Plant                                    Document L11-1774-001, Rev. 0 Decommissioning Cost Analysis                                                Section 6, Page 4 of 5 TABLE 6.1 DECON ALTERNATIVE DECOMMISSIONING COST ELEMENTS (thousands of 2019 dollars)
Cost Element                                                          Total          Percentage Decontamination                                                        28,398              1.5 Removal                                                                224,603            12.2 Packaging                                                              61,943              3.4 Transportation                                                          20,601              1.1 Waste Disposal                                                        164,165              8.9 Off-site Waste Processing [1]                                                  0            0.0 Program Management [21                                                580,512            31.4 Security                                                              243,931            13.2 Spent Fuel Pool(s) Isolation                                            23,624              1.3 Spent Fuel Management (Direct Costs) [3]                              256,737            13.9 Insurance and Regulatory Fees                                          66,242              3.6 Energy                                                                  32,124              1.7 Characterization and Licensing Surveys                                  34,207              1.9 Property Taxes                                                          66,300              3.6 Miscellaneous Equipment                                                18,878              1.0 Decommissioning Staff Severance                                        23,701              1.3 Total [4]                                                            1,845,964            100.0 Cost Element                                                          Total          Percentage License Termination                                                  1,175,558            63.7 Spent Fuel Management                                                  549,946            29.8 Site Restoration                                                      120,461              6.5 Total [4]                                                            1,845,964            100.0 Not currently cost competitive with direct waste disposal Includes engineering costs Excludes program management costs (staffing) but includes costs for spent fuel loading/transfer/spent fuel pools O&M and EP fees
[4] Columns may not add due to rounding TLG Services, Inc.                                                                            000121
 
Comanche Peak Nuclear Power Plant                                    Document L11-1774-001, Rev. 0 Decommissioning Cost Analysis                                                Section 6, Page 5 of 5 TABLE 6.2 SAFSTOR ALTERNATIVE DECOMMISSIONING COST ELEMENTS (thousands of 2019 dollars)
Cost Element                                                            Total        Percentage Decontamination                                                        25,272              1.2 Removal                                                                229,642            10.9 Packaging                                                              52,075              2.5 Transportation                                                          17,613              0.8 Waste Disposal                                                        158,571              7.6 Off-site Waste Processing[11                                                    0            0.0 Program Management 121                                                684,008            32.6 Security                                                              308,280            14.7 Spent Fuel Pool(s) Isolation                                            23,624              1.1 Spent Fuel Management (Direct Costs) [3]                              242,335            11.6 Insurance and Regulatory Fees                                          116,823              5.6 Energy                                                                  54,808              2.6 Characterization and Licensing Surveys                                  34,243              1.6 Property Taxes                                                          66,300              3.2 Miscellaneous Equipment                                                60,404              2.9 Decommissioning Staff Severance                                        23,701              1.1 Total [4]                                                            2,097,696            100.0 Cost Element                                                          Total          Percentage License Termination                                                  1,436,075            68.5 Spent Fuel Management                                                  538,090            25.7 Site Restoration                                                      123,531              5.9 Total [41                                                            2,097,696            100.0
[1] Not currently cost competitive with direct waste disposal
[2] Includes engineering costs
[3] Excludes program management costs (staffing) but includes costs for spent fuel loading/transfer/spent fuel pools O&M and EP fees
[4] Columns may not add due to rounding TLG Services, Inc.                                                                            000122
 
Comanche Peak Nuclear Power Plant                          Document L11-1774-001, Rev. 0 Decommissioning Cost Analysis                                      Section 7, Page 1 of 3
: 7. REFERENCES
: 1.    "Decommissioning Cost Study for the Comanche Peak Nuclear Power Plant,"
Document L11-1703-001, Rev. 0, TLG Services, Inc., May 2015
: 2. U.S. Code of Federal Regulations, Title 10, Parts 30, 40, 50, 51, 70 and 72, "General Requirements for Decommissioning Nuclear Facilities," Nuclear Regulatory Commission, 53 Fed. Reg., 24018-, June 27, 1988 [Open].
: 3. U.S. Nuclear Regulatory Commission, Regulatory Guide 1.159, "Assuring the Availability of Funds for Decommissioning Nuclear Reactors," Rev. 2, October 2011 [Open]
: 4.    "Regulatory    Improvement      for    Power      Reactors  Transitioning      to Decommissioning," NRC Regulatory Basis Document, Docket ID NRC-2015-0070, RIN Number 3150-AJ59, November 20, 2017 [Open]
: 5. U.S. Code of Federal Regulations, Title 10, Parts 2, 50 and 51, "Decommissioning of Nuclear Power Reactors," Nuclear Regulatory Commission, 61 Fed. Reg.
39278, July 29, 1996 [Open].
: 6. U.S. Code of Federal Regulations, Title 10, Parts 20, 30, 40, 50, 70, and 72, "Decommissioning Planning," Nuclear Regulatory Commission, Federal Register Volume 76, (p 35512 et seq.), June 17, 2011 [Open]
: 7.    "Low Level Radioactive Waste Policy Act," Public Law 96-573, 1980. [Open].
: 8.    "Low-Level Radioactive Waste Policy Amendments Act of 1985," Public Law 99-240, January 15, 1986 [Open]
: 9.    "Nuclear Waste Policy Act of 1982," 42 U.S. Code 10101, et seq. lOpen]
: 10. Charter of the Blue Ribbon Commission on America's Nuclear Future, "Objectives and Scope of Activities," Activities" ',Open]
: 11.  "Blue Ribbon Commission on America's Nuclear Future, Report to the Secretary of Energy," p. 32, January 2012 [Open]
: 12.  "Strategy for the Management and Disposal of Used Nuclear Fuel and High-Level Radioactive Waste," U.S. DOE, January 11, 2013 [Open]
TLG Services, Inc.                                                                  000123
 
Comanche Peak Nuclear Power Plant                        Document L11-1774-001, Rev. 0 Decommissioning Cost Analysis                                    Section 7, Page 2 of 3
: 7. REFERENCES (continued)
: 13. U.S. Code of Federal Regulations, Title 10, Part 50, "Domestic Licensing of Production and Utilization Facilities," Subpart 54 (bb), "Conditions of Licenses"
[Open]
: 14. DOE/RW-0567 was published in July 2004 by the Department of Energy Office of Civilian Radioactive Waste Management. Although an alternate location may be sited in the future, the referenced study based on Yucca Mountain is the most recent report issued by DOE.
: 15. U.S. Code of Federal Regulations, Title 10, Part 72, Subpart K, "General License for Storage of Spent Fuel at Power Reactor Sites" f Open]
: 16. U.S. Code of Federal Regulations, Title 10, Part 20, Subpart E, Final Rule, "Radiological Criteria for License Termination," 62 Fed. Reg. 39058, July 21, 1997 [Open]
: 17.  "Establishment of Cleanup Levels for CERCLA Sites with Radioactive Contamination," EPA Memorandum OSWER No. 9200.4-18, August 22, 1997
[Open]
: 18. U.S. Code of Federal Regulations, Title 40, Part 141.66, "Maximum contaminant levels for radionuclides" [Open]
: 19.  "Memorandum of Understanding Between the Environmental Protection Agency and the Nuclear Regulatory Commission: Consultation and Finality on Decommissioning and Decontamination of Contaminated Sites," OSWER 9295.8-06a, October 9, 2002 jOpen]
: 20.  "Multi-Agency Radiation Survey and Site Investigation Manual (MARSSIM),"
NUREG1575, Rev. 1, EPA 402-R-97-016, Rev. 1, August 2000 [Open]
: 21. T.S. LaGuardia et al., "Guidelines for Producing Commercial Nuclear Power Plant Decommissioning Cost Estimates," AIF/NESP-036, May 1986 [Omni.
: 22. W.J. Manion and T.S. LaGuardia, "Decommissioning Handbook," U.S.
Department of Energy, DOE/EV/10128-1, November 1980 [Open]
: 23.  "Building Construction Cost Data 2015," RSMeans (From the Gordian Group),
Rockland, Massachusetts [Open]
TLG Services, Inc.                                                                000124
 
Comanche Peak Nuclear Power Plant                        Document L11-1774-001, Rev. 0 Decommissioning Cost Analysis                                    Section 7, Page 3 of 3
: 7. REFERENCES (continued)
: 24.  "Decommissioning of Nuclear Power Reactors," Regulatory Guide 1.184, Nuclear Regulatory Commission, October 2013 [Open]
: 24.  "Standard Format and Content of Decommissioning Cost Estimates for Nuclear Power Reactors," Regulatory Guide 1.202, Nuclear Regulatory Commission, February 2005 [Open]
: 26. Project and Cost Engineers' Handbook, Second Edition, p. 239, American Association of Cost Engineers, Marcel Dekker, Inc., New York, New York, 1984
[Open]
: 27. U.S. Department of Transportation, Title 49 of the Code of Federal Regulations, "Transportation," Parts 173 through 178 [Open]
: 28. Tri-State Motor Transit Company, published tariffs, Interstate Commerce Commission (ICC), Docket No. MC-427719 Rules Tariff, March 2004, Radioactive Materials Tariff, August 2011 [Open]
: 29. J.C. Evans et al., "Long-Lived Activation Products in Reactor Materials" NUREG/CR-3474, Pacific Northwest Laboratory for the Nuclear Regulatory Commission. August 1984 [Open]
: 30. R.I. Smith, G.J. Konzek, W.E. Kennedy, Jr., "Technology, Safety and Costs of Decommissioning a Reference Pressurized Water Reactor Power Station,"
NUREG/CR-0130 and addenda, Pacific Northwest Laboratory for the Nuclear Regulatory Commission. June 1978 [Open Main Report:I [Open Appendices],
: 31. H.D. Oak, et al., "Technology, Safety and Costs of Decommissioning a Reference Boiling Water Reactor Power Station," NUREG/CR-0672 and addenda, Pacific Northwest Laboratory for the Nuclear Regulatory Commission. June 1980 [Open Main Reportl fOpen Appendices]
: 32. SECY-00-0145, "Integrated Rulemaking Plan for Nuclear Power Plant Decommissioning," June 2000 [Open]
: 33.  "Microsoft Project Professional," Microsoft Corporation, Redmond, WA
: 34.  "Atomic Energy Act of 1954," (68 Stat. 919) [Open]
TLG Services, Inc.                                                                000125
 
Comanche Peak Nuclear Power Plant            Document L11-1774-001, Rev. 0 Decommissioning Cost Analysis                    Appendix A, Page 1 of 4 APPENDIX A UNIT COST FACTOR DEVELOPMENT TLG Services, Inc.                                                  000126
 
Comanche Peak Nuclear Power Plant                                    Document L11-1774-001, Rev. 0 Decommissioning Cost Analysis                                                Appendix A, Page 2 of 4 APPENDIX A UNIT COST FACTOR DEVELOPMENT Example:      Unit Factor for Removal of Contaminated Heat Exchanger < 3,000 lbs.
: 1. SCOPE Heat exchangers weighing < 3,000 lbs. will be removed in one piece using a crane or small hoist. They will be disconnected from the inlet and outlet piping. The heat exchanger will be sent to the waste processing area.
: 2. CALCULATIONS Activity        Critical Act    Activity                                                        Duration        Duration ID    Description                                                      (minutes)        (minutes)*
a      Remove insulation                                                    60              (b) b      Mount pipe cutters                                                  60              60 c      Install contamination controls                                      20              (b) d      Disconnect inlet and outlet lines                                    60              60 e      Cap openings                                                        20              (d) f      Rig for removal                                                      30              30 g      Unbolt from mounts                                                  30              30 h      Remove contamination controls                                        15              15 i      Remove, wrap, send to waste processing area                          60              60 Totals (Activity/Critical)                                          355              255 Duration adjustment(s):
+ Respiratory protection adjustment (50% of critical duration)                            128
+ Radiation/ALARA adjustment (37% of critical duration)                                    95 Adjusted work duration                                                                      478
+ Protective clothing adjustment (30% of adjusted duration)                                143 Productive work duration                                                                    621
+ Work break adjustment (8.33 % of productive duration)                                      52 Total work duration (minutes)                                                              673
                            *** Total duration = 11.217 hr ***
* alpha designators indicate activities that can be performed in parallel TLG Services, Inc.                                                                              000127
 
Comanche Peak Nuclear Power Plant                            Document L11-1774-001, Rev. 0 Decommissioning Cost Analysis                                        Appendix A, Page 3 of 4 APPENDIX A (continued)
: 3. LABOR REQUIRED Duration        Rate Crew                              Number        (hours)        ($/hr)        Cost Laborers                            3.00        11.217        $23.37        $786.42 Craftsmen                          2.00        11.217        $37.54        $842.17 Foreman                            1.00        11.217        $42.51        $476.83 General Foreman                    0.25        11.217        $45.31        $127.06 Fire Watch                          0.05        11.217        $23.37        $13.11 Health Physics Technician          1.00        11.217        $38.74        $434.55 Total Labor Cost                                                            $2,680.14
: 4. EQUIPMENT & CONSUMABLES COSTS Equipment Costs                                                                  none Consumables/Materials Costs
-Universal Sorbent 50 @ $0.70 sq ft {}}                                      $35.00
-Tarpaulins (oil resistant/fire retardant) 50 @ $0.54/sq ft {2}              $27.00
-Gas torch consumables 1 @ $22.43/hr x 1 hr {3}                              $22.43 Subtotal cost of equipment and materials                                      $84.43 Overhead & profit on equipment and materials @ 16.25 %                        $13.72 Total costs, equipment & material                                              $98.15 TOTAL COST:
Removal of contaminated heat exchanger <3000 pounds:                    $2,778.29 Total labor cost:                                                          $2,680.14 Total equipment/material costs:                                                $98.15 Total craft labor man-hours required per unit:                                  81.88 TLG Services, Inc.                                                                    000128
 
Comanche Peak Nuclear Power Plant                        Document L11-1774-001, Rev. 0 Decommissioning Cost Analysis                                  Appendix A, Page 4 of 4
: 5. NOTES AND REFERENCES
* Work difficulty factors were developed in conjunction with the Atomic Industrial Forum's (now NEI) program to standardize nuclear decommissioning cost estimates and are delineated in Volume 1, Chapter 5 of the "Guidelines for Producing Commercial Nuclear Power Plant Decommissioning Cost Estimates," AIFINESP-036, May 1986.
* References for equipment & consumables costs:
: 1. www.mcrnaster.com online catalog, McMaster Carr Spill Control (7193T88)
: 2. R.S. Means (2019) Division 01 56, Section 13.60-0600, page 23
: 3. R.S. Means (2019) Division 01 54 33, Section 40-6360, page 736
* Material and consumable costs were adjusted using the regional indices for Dallas, Texas.
TLG Services, Inc.                                                              000129
 
Comanche Peak Nuclear Power Plant                Document L11-1774-001, Rev. 0 Decommissioning Cost Analysis                          Appendix B, Page 1 of 7 APPENDIX B UNIT COST FACTOR LISTING (DECON: Power Block Structures Only)
TLG Services, Inc.                                                      000130
 
Comanche Peak Nuclear Power Plant                          Document L11-1774-001, Rev. 0 Decommissioning Cost Analysis                                    Appendix B, Page 2 of 7 APPENDIX B UNIT COST FACTOR LISTING (Power Block Structures Only)
Unit Cost Factor                                                          Cost/Unit($)
Removal of clean instrument and sampling tubing, $/linear foot                    0.28 Removal of clean pipe 0.25 to 2 inches diameter, $/linear foot                    2.95 Removal of clean pipe >2 to 4 inches diameter, $/linear foot                      4.37 Removal of clean pipe >4 to 8 inches diameter, $/linear foot                      8.79 Removal of clean pipe >8 to 14 inches diameter, $/linear foot                    16.51 Removal of clean pipe >14 to 20 inches diameter, $/linear foot                  21.69 Removal of clean pipe >20 to 36 inches diameter, $/linear foot                  31.86 Removal of clean pipe >36 inches diameter, $/linear foot                        37.75 Removal of clean valve >2 to 4 inches                                            58.98 Removal of clean valve >4 to 8 inches                                            87.92 Removal of clean valve >8 to 14 inches                                          165.05 Removal of clean valve >14 to 20 inches                                        216.92 Removal of clean valve >20 to 36 inches                                        318.57 Removal of clean valve >36 inches                                              377.48 Removal of clean pipe hanger for small bore piping                              22.98 Removal of clean pipe hanger for large bore piping                              73.37 Removal of clean pump, <300 pound                                              153.24 Removal of clean pump, 300-1000 pound                                          424.68 Removal of clean pump, 1000-10,000 pound                                      1,640.49 Removal of clean pump, >10,000 pound                                          3,189.82 Removal of clean pump motor, 300-1000 pound                                    173.58 Removal of clean pump motor, 1000-10,000 pound                                  675.84 Removal of clean pump motor, >10,000 pound                                    1,520.64 Removal of clean heat exchanger <3000 pound                                    893.52 Removal of clean heat exchanger >3000 pound                                  2,273.02 Removal of clean feedwater heater/deaerator                                  6,318.47 Removal of clean moisture separator/reheater                                12,871.52 Removal of clean tank, <300 gallons                                            196.54 Removal of clean tank, 300-3000 gallon                                          610.39 Removal of clean tank, >3000 gallons, $/square foot surface area                  5.28 TLG Services, Inc.                                                                  000131
 
Comanche Peak Nuclear Power Plant                        Document L11-1774-001, Rev. 0 Decommissioning Cost Analysis                                  Appendix B, Page 3 of 7 APPENDIX B UNIT COST FACTOR LISTING (Power Block Structures Only)
Unit Cost Factor                                                      Cost/Unit($)
Removal of clean electrical equipment, <300 pound                              79.73 Removal of clean electrical equipment, 300-1000 pound                        282.60 Removal of clean electrical equipment, 1000-10,000 pound                      565.20 Removal of clean electrical equipment, >10,000 pound                        1,370.12 Removal of clean electrical transformer < 30 tons                            951.54 Removal of clean electrical transformer > 30 tons                          2,740.26 Removal of clean standby diesel generator, <100 kW                            971.92 Removal of clean standby diesel generator, 100 kW to 1 MW                  2,169.37 Removal of clean standby diesel generator, >1 MW                            4,491.03 Removal of clean electrical cable tray, $/linear foot                          7.74 Removal of clean electrical conduit, $/linear foot                              3.40 Removal of clean mechanical equipment, <300 pound                              79.73 Removal of clean mechanical equipment, 300-1000 pound                        282.60 Removal of clean mechanical equipment, 1000-10,000 pound                      565.20 Removal of clean mechanical equipment, >10,000 pound                        1,370.12 Removal of clean HVAC equipment, <300 pound                                    96.41 Removal of clean HVAC equipment, 300-1000 pound                              339.58 Removal of clean HVAC equipment, 1000-10,000 pound                            676.76 Removal of clean HVAC equipment, >10,000 pound                              1,370.12 Removal of clean HVAC ductwork, $/pound                                        0.30 Removal of contaminated instrument and sampling tubing, $/linear foot          0.96 Removal of contaminated pipe 0.25 to 2 inches diameter, $/linear foot          16.98 Removal of contaminated pipe >2 to 4 inches diameter, $/linear foot            26.49 Removal of contaminated pipe >4 to 8 inches diameter, $/linear foot            41.94 Removal of contaminated pipe >8 to 14 inches diameter, $/linear foot          78.61 Removal of contaminated pipe >14 to 20 inches diameter, $/linear foot          93.01 Removal of contaminated pipe >20 to 36 inches diameter, $/linear foot        125.50 Removal of contaminated pipe >36 inches diameter, $/linear foot              146.72 Removal of contaminated valve >2 to 4 inches                                  304.27 Removal of contaminated valve >4 to 8 inches                                  357.67 TLG Services, Inc.                                                              000132
 
Comanche Peak Nuclear Power Plant                          Document L11-1774-001, Rev. 0 Decommissioning Cost Analysis                                  Appendix B, Page 4 of 7 APPENDIX B UNIT COST FACTOR LISTING (Power Block Structures Only)
Unit Cost Factor                                                        Cost/Unit($)
Removal of contaminated valve >8 to 14 inches                                  714.04 Removal of contaminated valve >14 to 20 inches                                898.65 Removal of contaminated valve >20 to 36 inches                              1,182.93 Removal of contaminated valve >36 inches                                    1,395.10 Removal of contaminated pipe hanger for small bore piping                      100.72 Removal of contaminated pipe hanger for large bore piping                      330.15 Removal of contaminated pump, <300 pound                                      647.02 Removal of contaminated pump, 300-1000 pound                                1,485.28 Removal of contaminated pump, 1000-10,000 pound                            4,538.08 Removal of contaminated pump, >10,000 pound                                11,047.09 Removal of contaminated pump motor, 300-1000 pound                            675.28 Removal of contaminated pump motor, 1000-10,000 pound                      1,891.42 Removal of contaminated pump motor, >10,000 pound                          4,246.86 Removal of contaminated heat exchanger <3000 pound                          2,778.29 Removal of contaminated heat exchanger >3000 pound                          8,198.72 Removal of contaminated tank, <300 gallons                                  1,086.50 Removal of contaminated tank, >300 gallons, $/square foot                      20.05 Removal of contaminated electrical equipment, <300 pound                      475.56 Removal of contaminated electrical equipment, 300-1000 pound                1,175.08 Removal of contaminated electrical equipment, 1000-10,000 pound            2,265.99 Removal of contaminated electrical equipment, >10,000 pound                  4,530.43 Removal of contaminated electrical cable tray, $/linear foot                    23.12 Removal of contaminated electrical conduit, $/linear foot                      12.92 Removal of contaminated mechanical equipment, <300 pound                      528.02 Removal of contaminated mechanical equipment, 300-1000 pound                1,293.94 Removal of contaminated mechanical equipment, 1000-10,000 pound            2,490.96 Removal of contaminated mechanical equipment, >10,000 pound                  4,530.43 Removal of contaminated HVAC equipment, <300 pound                            528.02 Removal of contaminated HVAC equipment, 300-1000 pound                      1,293.94 Removal of contaminated HVAC equipment, 1000-10,000 pound                    2,490.96 TLG Services, Inc.                                                                000133
 
Comanche Peak Nuclear Power Plant                          Document L11-1774-001, Rev. 0 Decommissioning Cost Analysis                                    Appendix B, Page 5 of 7 APPENDIX B UNIT COST FACTOR LISTING (Power Block Structures Only)
Unit Cost Factor                                                        Cost/Unit($)
Removal of contaminated HVAC equipment, >10,000 pound                        4,530.43 Removal of contaminated HVAC ductwork, $/pound                                  1.60 Removal/plasma arc cut of contaminated thin metal components, $/linear in.      2.53 Additional decontamination of surface by washing, $/square foot                  5.36 Additional decontamination of surfaces by hydrolasing, $/square foot            23.65 Decontamination rig hook up and flush, $/ 250 foot length                    4,375.66 Chemical flush of components/systems, $/gallon                                  23.27 Removal of clean standard reinforced concrete, $/cubic yard                    69.14 Removal of grade slab concrete, $/cubic yard                                    78.57 Removal of clean concrete floors, $/cubic yard                                316.38 Removal of sections of clean concrete floors, $/cubic yard                    902.97 Removal of clean heavily rein concrete w/#9 rebar, $/cubic yard                99.53 Removal of contaminated heavily rein concrete w/#9 rebar, $/cubic yard      1,627.85 Removal of clean heavily rein concrete w/#18 rebar, $/cubic yard              134.81 Removal of contaminated heavily rein concrete w/#18 rebar, $/cubic yard      2,148.41 Removal heavily rein concrete w/#18 rebar & steel embedments, $/cubic yard 363.98 Removal of below-grade suspended floors, $/cubic yard                          188.84 Removal of clean monolithic concrete structures, $/cubic yard                  695.81 Removal of contaminated monolithic concrete structures, $/cubic yard        1,607.29 Removal of clean foundation concrete, $/cubic yard                            552.17 Removal of contaminated foundation concrete, $/cubic yard                    1,498.65 Explosive demolition of bulk concrete, $/cubic yard                            40.12 Removal of clean hollow masonry block wall, $/cubic yard                        23.51 Removal of contaminated hollow masonry block wall, $/cubic yard                60.56 Removal of clean solid masonry block wall, $/cubic yard                        23.51 Removal of contaminated solid masonry block wall, $/cubic yard                  60.56 Backfill of below-grade voids, $/cubic yard                                    32.27 Removal of subterranean tunnels/voids, $/linear foot                            84.40 Placement of concrete for below-grade voids, $/cubic yard                      150.69 Excavation of clean material, $/cubic yard                                      2.73 TLG Services, Inc.                                                                000134
 
Comanche Peak Nuclear Power Plant                          Document L11-1774-001, Rev. 0 Decommissioning Cost Analysis                                    Appendix B, Page 6 of 7 APPENDIX B UNIT COST FACTOR LISTING (Power Block Structures Only)
Unit Cost Factor                                                          Cost/Unit($)
Excavation of contaminated material, $/cubic yard                                34.30 Removal of clean concrete rubble (tipping fee included), $/cubic yard            24.66 Removal of contaminated concrete rubble, $/cubic yard                            21.99 Removal of building by volume, $/cubic foot                                      0.25 Removal of clean building metal siding, $/square foot                            1.01 Removal of contaminated building metal siding, $/square foot                      3.40 Removal of standard asphalt roofing, $/square foot                                1.32 Removal of transite panels, $/square foot                                        1.54 Scarifying contaminated concrete surfaces (drill & spall), $/square foot        10.25 Scabbling contaminated concrete floors, $/square foot                            5.75 Scabbling contaminated concrete walls, $/square foot                            14.56 Scabbling contaminated ceilings, $/square foot                                  49.36 Scabbling structural steel, $/square foot                                        4.69 Removal of clean overhead crane/monorail < 10 ton capacity                      407.45 Removal of contaminated overhead crane/monorail < 10 ton capacity            1,197.99 Removal of clean overhead crane/monorail >10-50 ton capacity                    977.88 Removal of contaminated overhead crane/monorail >10-50 ton capacity          2,874.69 Removal of polar crane > 50 ton capacity                                      4,157.44 Removal of gantry crane > 50 ton capacity                                  15,299.77 Removal of structural steel, $/pound                                              0.14 Removal of clean steel floor grating, $/square foot                              3.35 Removal of contaminated steel floor grating, $/square foot                        9.78 Removal of clean free standing steel liner, $/square foot                        7.92 Removal of contaminated free standing steel liner, $/square foot                23.21 Removal of clean concrete-anchored steel liner, $/square foot                    3.96 Removal of contaminated concrete-anchored steel liner, $/square foot            27.09 Placement of scaffolding in clean areas, $/square foot                          16.34 Placement of scaffolding in contaminated areas, $/square foot                    22.80 Landscaping with topsoil, $/acre                                            24,918.61 Cost of CPC B-88 LSA box & preparation for use                                2,254.33 TLG Services, Inc.                                                                000135
 
Comanche Peak Nuclear Power Plant                      Document L11-1774-001, Rev. 0 Decommissioning Cost Analysis                                Appendix B, Page 7 of 7 APPENDIX B UNIT COST FACTOR LISTING (Power Block Structures Only)
Unit Cost Factor                                                      Cost/Unit($)
Cost of CPC B-25 LSA box & preparation for use                          1,819.78 Cost of CPC B-12V 12 gauge LSA box & preparation for use                1,737.49 Cost of CPC B-144 LSA box & preparation for use                        11,629.42 Cost of LSA drum & preparation for use                                    225.68 Cost of cask liner for CNSI 8 120A cask (resins)                        13,434.75 Cost of cask liner for CNSI 8 120A cask (filters)                        9,492.83 Decontamination of surfaces with vacuuming, $/square foot                    0.64 TLG Services, Inc.                                                            000136
 
Comanche Peak Nuclear Power Plant              Document L11-1774-001, Rev. 0 Decommissioning Cost Analysis                      Appendix C, Page 1 of 17 APPENDIX C DETAILED COST ANALYSIS DECON Tables C-1  Comanche Peak Nuclear Power Plant, Unit 1                          2 C-2  Comanche Peak Nuclear Power Plant, Unit 2                        10 TLG Services, Inc.                                                      000137
 
Consunche Peak Ntt, l t' Pt,s.s't Maki                                                                                                                                                                                                                          Do, token! L11-1771-001, Het , tt Dr, omen,ssronmg Cowl Anolv,v                                                                                                                                                                                                                                          Append C, l'agr L of 17 Table C-1 Comanche Peak Nuclear Power Plant Unit 1 DECON Decommissioning Cost Estimate (Thousands of 2 0 10 Dollars/
011-bitc    LLllW                                    N          Spent Fuel      Site    16.6,2E3            Bs. ial Vulamrs            Hui tal /                  Utilim and Artait,                                                    1/e, on Itenv,,a1 Packaging 'I ren.port Proces.ong  Iliepoes1 Other  Totel      TO1.11  I It Tenn      M*nagement  Re.tmAtion  Volume            Claws It  Clas, C  111.1 1 lhocusxod          Craft    Contractor Indes                              3etia    Doncription  Coat                                                                                                        Cost,        Ceets    Cu Feet Cu Feet  Cu Ft Al  Cu Feet Cu rcel  Alt , hhe      Klanhoura    Manhunt.
PERIOD la - Shoteloon through TransitIon Pe. mil la 11.0, I 1/0 anumnatnnnnn Inane, 11      Pupae ',Anemia, oletamau*Roomareal                                                                                174                    1          201 1,12        Not& alum of                et ....sawn, 1.11                  fu,1 k      re mare.
1.11        NUR., anon of        RN .n.n. Defuebna t.sti      1/...xta ate plan. rpm        & pluton. sit.
la tb      Prep 0 and ...bout 1,114R                                                                                                                            30.1 1.17        Ream, plant dna. & ,p.t*                                                                                                              710            711.1 l* I A      Ptlfrom detailed lad .01ns la 1        Estnnate -prods.. mambo/                                                                                          134          20      151            151                                                                                                              1000 la I 111    Rad prodeit tleh ',Mon                                                                                            111          Mg      151            151                                                                                                              1 OM la I II    RI laded bede oda, 1 am Mart                                                                                      171        26      201            201                                                                                                              1 100 la I 12    Reline mann sorb ...quanta                                                                                      1 006        151    1,167          1,157                                                                                                              7,1110 la I I      Prilean SKR ..1.1 5 A                                                                                            416          62      171            1711                                                                                                            1 1110 la 1 II    Peepare/.ulanni IlefuoledTet banal Specs. atIona                                                                11.106      151    1 157          1 157                                                                                                              7 510 la I Et      Nato 01                  t eat Study                                                                              671        101      771            771                                                                                                              5 000 la I 16      Pr ea.., kabala h radIstad P1101 us ran mot Plla                                                                  111          20      151            151                                                                                                              1,0110
  .3.1.303 9prodnallona la I 17      PLInt lernporm * &Mateo                                                                                                        90      759            681                                                                                                              4,520 1.1171 Plattl....t..o.                                                                                                                      81      611            5711                                                                                                              1 54 la I 17 l ,SS I banal 1111111.111011 Flush                                                                                                  10        77              77 la I 17 4 limo.. Intim                                                                                                        9                                I IPA                                                                                                              7 100 I.. I 17 5 %bona.          I                                                                                                                                    I 1211.                                                                                                            1,1110 la I 17 6 11.eltanal                                                                                                                                                  77                                                                                                                1121 la I 17 7 lite 1ln g, rut abate                                                                                                                                    161                                                                                                              I 120 l* 1 17 R ReInfort ed cm rite                                                                                                                                      121                                                                                                              10110 la 1 17    11.an IA 1 17 In Ram Coml. n.er.                                                                                                                          62                                                                                                                                1011 1 17 11 Plan,. u,nares 62,1112,                                                                                          410                  181            ili                          1                                                                                    1 121 la 1 17 12 Wank. manna. meat                                                                                                                      711/          71e                                                                                                              1 510 la 1 17 111 aribly ;molt Elm-tout                                                                                                                                                                                                                                                      5110 la 1 17    Total                                                                                                          5071                      6        5 101                                                                                                              171127 Plannang t        15.pnnnnnn la I III    PlepatedramanlItoa                                                                                                122        111    170                                                                                                                              2 1011
    .110      Plant pp,. 3. mop tam                                                                                          1 1011      5111  3 11111        tilt LI I 20    ',mon aer .lean up ...km                                                                                          122          211    116            216                                                                                                              1 IOU 1 -. 1 21    61221In1/Cunt CnIrl En,11,59e0linalel,                                                                            100        2611  2 760            760 la 1 22      Proem. eadoimets 1111nnnnn                                                                                        161          21      190            1911                                                                                                              1,2 s0 la 1        Subtotal Paolo& la Ai lusty Cont..                                                                            16 2111      111  18 727        111,1129                                                                                                            78 157 Ibrrod la eollattlal not, la 3 I      Spr Puel Capttal mut Tram. r                                                                                  11111      2      16 461                        lb MI la I        bobtotal Penod t. Collo...al 1 ont.                                                                            11 111      2117    11. 161                        16151 Panod la Pena-11,1010ml (Naas 1.21        luau, am                                                                                                                      ltt  3 527          1 527 la 42        hope lA tau,                                                                                                    11            11  3 644          1,1.14 la 4 1      lb Alb phy.u*slapplo.                                                                                                                  641            641 1.24        Ilealr emanate.% real al                                                                                                      All    628 la  2i      lhopo.al of 1/r1W aentrilld                                                                                                              12            44                                        1.110                                  12 190 Plant eneruN budge.                                                                                            2,004        101                  2 105 la 1 7      RN(' Fma                                                                                                        1 092              1 206          I 208 la 4 8      Enurtems Illtawrit                                                                                                411          42      461 la 4 i      Sp. al Fuel Pao1163.10                                                                                            414          62      176
: l. 1 10      18211 uperallItal'mt*                                                                                              51
* la 411      lei ilk;        NA,                                                                                                        IUD    t 775          1,775                                                                                                              1111101 la 1 12              Staff 1,1                                                                                              281112      1 125  11 157        11 157                                                                                                              422 210 l* t        Subiotal Pelted la PenarldlepeadEnt VW%                      I 059                                            43 211        5011  52 9,1        51 922                                          610                                    12 190            20      571 010 la 0        TOT SL PE71011 la COTE                                      I 050                                          Al 75 812    11 150  MA 117                        17 451                                                                  Id 191/            20      651 197 PERU        10 -1.0.coatuniaatonsou Prepoiabona P. eel lt, Ihreal Detainatiewonia8 Der aded %lurk hard-dorm lb 1 I I    Plant nvalem.                                                                                                                                                                                                                                                          1,711
: 11. 1 1 2    N95.5 De. eat ournalten Flush                                                                                                                                                                                                                                          1 000 lb 1 1 3    Rattler numnal,                                                                                                  125                  1.6                                                                                                                              2 100 lb 1 1 1    Remanant bodbIlia                                                                                                1111        77      21/8            52                                                                                                              1 MO lb 1 1 5    1.111/..onlmg a.nerablv                                                                                                                151                                                                                                                              1,000 lb I 1 6    e511 bowman 6. 111                                                                                                                    151                                                                                                                              1 MO
: 11. 1 1 7    Inroreruntrumen6dloo                                                                                              11                  151                                                                                                                              1 000 000138 TLG tie, usre,
 
0'0.0010h. Prak Nu. fear Power Plaid                                                                                                                                                                                                                                                  untent LII-1774001, Re, 0 omn.s*on in, Coll Anal,.                                                                                                                                                                                                                                                          Appent. C, Page 2 of 17 Table C-1 Comanche Peak Nuclear Power Plant Unit 1 DECON Decommissioning Cost Estimate (Thousands of 2019 Dollar./
011-Sito    LLB,                                            ABC            Spent Fuel        Site      hmened                14,1,21 Volume.            11,,, sal                    Utilit, amel Hoton        Removal    11.1tagn. Trompor1  Prucemong  Irtopmal    Other    Total        Total      L. Torn,        542nagement    1..totation    Volume  Clam        14. 13    Chom C  OTC,  PI &deg;carved      Craft        Contraotor Loh.. DosonptIon  Coot                                    Cos.                                                                                    Cult,          Costs      Cu Peet Cu rot      Cu Foot Cu bout    Cu Foot WI , Lbs      Munhoun, 0.211.1 nork...Inus (ton/mural 11, I 1    Rearbo v,                                                                                                                  187            71        5,1          11.
lb 1 1 9 Fa, M.                                                                                                                      161            al        1115            51                                                                                                                    1,1141 lb 1 I 10 Allsnlo oho blo                                                                                                              60            9          69            141                                                                                                                      170 11, 1 I II Moloni 41 Amid                                                                                                            101            24        1111          145                                                                                                                      1200 1 12 blmn, rent,212.                                                                                                          017            91        710            710                                                                                                                      111110 16 1 I 13 Ftemfon , mann                                                                                                              111            20        151              77                                                                                                                    000 11, 1 I I Nlam Tudont                                                                                                                205            11        ill
* 211                                                                                      I VDU 16 I 15 Mom Condemn,                                                                                                                205            31        11I            .                              241                                                                                      1 VW lb 1 1 16 Ounholv bullibur                                                                                                            .2            55        121            179                            22                                                                                      2 710 lb I 1 17 Re.1,4 budilme                                                                                                                            51        121            179                            12                                                                                      1,761 lb I 1      Total                                                                                                                  4 45.1        6.1      1 1111          4 161                            904                                                                                    11211 lb 1 2    llama Brunn, tuap                                  Blf                                                                                  121      1 21,1        I 21,1                                                                                                    101.7 lb 1        Subtotal Period lb 4 lIntv Ve*i*                  641                                                                  4,459        I OW      6,192          5,428                                                                                                      1,111,7        11241 Pena lb Adahlional 1`.1.
lb i 1      Synil      pmd uolahun                                                                                                  .322      1815      II 171        14 174
* lb 2 2      Stie      2,1,51221,..                                                                                                5,101        I 651      7 155          7 155                                                                                                        5011        111 352 lb i        %AIWA Poomal 11, adelittunAl Cato                                                                                      1781,1        1140    21 129        21 1.71                                                                                                      10 51,111      10 1151 Pena lb 15,1102.1Coato lb 1        Ilemet.M,Pmea1                                  1016                                                                                  154      iiiil          1140
* lb 12      1104. oar, mlm          alptnst*                                                                                .      11110          272      2 085          21189 lb 3 f      Prat. docomnonnonini 42. *mte                        55                                  44                                              16      All            215                                                                                        PI 519 lb 14      here. cleromammoining henna 2141.6 nate                                        91      241                    817                    151                      1MS                                                            1161                        9211711 lb 3 5      Sns2111.1.123WAIVI
* lb 16      hpa nolo. equip. nt
* 1 204                                                                      1110    I 180          11110 lb 3 7      Dr. 11,                                          2 091                                                                                  111    2 100          2 106 lb 3        Bullai21.,,a2 lb 1 Ala, ral l'aoto                171      12211            115        Saps                    AU    I Ali.      1 117      81,76          11074                                                1- 26                                                  2- 95 Penud lb hind-Ilependeni Cnato lb 4 I      Dn..i mpplia,                                                                                                                                                        44 lb A 2      11.611.114*                                                                                                            11,06          161      I 7411          1 766 lb 4        hopttl, 125.                                                                                                            1 5111        150      I 465          1051 11, 4 4    Heal. phon4                                                  1/1.1                                                                      72        11.1          11,1 Ilea, v u5,01,0.41119671                                      271
* II        115          115 lfl4l,      1/a.p.ol of UAW Bear, ed                                                                                          12                                                2b                                                111                                    7 1&deg;01 16 1 7      Plant nem Im114,1                                                                                                      2,010          MI      2 ill          2 111 lb 4        NI11`11,,,                                                                                                                1111            11        114,          116 lb 4 'I    Km, From Plaraung                                                                                                        211            21        211                            212 lb 4 10    Sp, n1 F art Pool 118fird                                                                                                207            11        101                            2 01 lb 1 11 1,11, 61(moratm.                                                                                                                                        11
* 11
* lb I 12    Seam/. Stal, Con                                                                                                        2.4            111      l 1,17        1 1./7                                                                                                                    75 4117 lb 4 11 11411'          CAL                                                                                                        5 1/10        1117    4,1111        la III                                                                                                                    61014 16 4 14    111,10, Maff t not                                                                                                    11511        2 160    14,711        16 711                                                                                                          -        212 711 lb 4        Sublotml lb nod lb Penod.4), p, rd.( ern%            17      562                                                  14  26 9111      1 2/11. 11,1147        11 111                01                              158                                      7 IBS            12        15191.
lb U        T1,7,14 PERIOD lb C/PiT                          4 1111    171.1            137        287                    665    51015      10091      70 214        ell 778                            1161              4111      861                        ILI 779      111,04        396 017 l'Elt1(6/ 1 TOTALS                                          1 011      2.821            119        291                    /1115 126 576      21 MI    1511 .1        1111 715            17,961                            1.11        461                        110 9101      11 82        11117,151 Pc4(01/ 24 - Loire Component Itemu,41 P,nod 1a Dunt          onansionomna N,41,2, Steam Suppl, Sralemllemaral 2., 1 1 1 Raaefin 1%.12.1 P.m,                                    8i        '12            21          25                    112                    1011        161            141                                            1 API                                    /1119/14      1 117 2, 1 I 2 Pleosatzto RAW Tar.                                                111          II          II                                            15        106            11,6                                              541                                    111Ali        11182              -
S. I 1 1 Atm., Cl      ou Int Pump. I. 4110.                      11      06            297        .1                    1 -5/7                  427      2 114        1.                                                  7 211                                  79/800          1 555              100 10, 1 1 4 11., ,,aner                                          .1          ill          515        121                    575                    R,n. 1 200          I  5141                                            1 115                                  265 451          1 064            OM 22 1 1 5 /Aram Gennbour.                                                1 717          012      1,715                    Sll                37ii      PI 741        IS 7111                                            111.1                                1,711 2110        12 137            2 121 La 1 I I, Betnovl ',team bleenalo, Prot.                                  -              5111    1,6115                  9 511                .710      I / 916        14,9.                                              11.1                                  1,627,500                              7111 La 1 1 7 CRUNIsfll'1,61eira e /Amain, 14 mar.d                  IH,        197            5612        45                      112.                  214      I 150          I ISO                                              1/111                                    1.015          4211 2a 1 I 8 Rent. V.,e1Inteenalo                                            5 611        i2 ,n5        WI                    1.1118      402      9574      11111          13 In                                                2 115        050        117              1141,07      12121            1459 22 I 1 5 Read. Woad                                              7S    6,919        2412        1,b2                  1 112      402      7061      191111        Nall                                                11,5111                                  1171 221      12 121            1 4.
la 1 I      Petah                                              411.i  Id 186        III III      5.251                  27 957      804      21196      91 112        91 112                                            .211          901        117          9 517 7111        97 117            6 412 1...2104312for B.mment la I 2      MAsnPuebinelthnenum                                          277          978        100                  1                    1 478          161            141                                            80,711                                  IMIS            7 9101
: 2. 1 1      514in                                                                    1 127        021                                          21.2      11 157        II 117                                            1*2 052                                1912,111          12 750 eau ad,. NW,Bon, (lean Iludill1.1.40,1,1101, 201.1 1 lit AIM                                                                                                                                      91        1,91.        69R                                                                                                      5 514
: 2. I 1 n    S2.352n1                                                                                                                                III        77            77                                                                                                      15/1 2a I 4      Tata.                                                        472                                                                      101        77 /          771                                                                                                      6 117 000139 T7,01 Cr*l'i11.14, 1111
 
t'ornaric he Prak Nu, Ira, Porney                                                                                                                                                                                                                                                        unaent L11-1 771-001, Ref  0 onginuslon Int ('0,1 Anal,.,                                                                                                                                                                                                                                                          Appendm      l'egor 1 of 17 Table C-1 Comanche Peak Nuclear Power Plant Unit 1 DECON Decommissioning Cost Estimate (Thousands of 2019 Dollars) 011-(4(ta. LIAM                                          AR('        ',pent Fuel              Yroce.(icrl            Bui (Al Volumes            Btu (al /              1.1,(1(t, Decon      Removal    1,1(.1taimy  '1 rainsport Ploaux,ing    171,(14.11 ((fhel                TotAl    lAr 1arm      Management  ReattnAtion  Volume    I Laos A    lums If  (        (A(    Pio(esmod      Craft    Cora. actor Indea                                At.tivIt Der,r, (tton  Cost        Co.          Costs                    Co..          Coat,    Costa  Coral, um      Costs      Coifs                      Coat%      Cu Feet    Cu Feet    Cu Pet I  Cu FeLt Cu Fa et NIA ,11,1,  M.anhoups    Planhourm Dsspoaal of 11..nt %stems 2.4 I 5 I    Aux111.(ry Feed...if( busulated)                                                    lb)                                                                                                                                I. 577 2.15 2      kmulialy Steam 24 I 5 1    1,110111          Onsulola di                                                                                                                                          11                                                21                                    I 170 24 1 5 4    itot      Rea,cle (unman! AM)                                                                                                                    2(1        K8          as                                                191                                      660 24 1 5 5    Ihn on Thra mAI 16 r, n, nOme lunulaird1                                                                                                        51      2.                                                              359                                  21,109 la I 'I 1,  Rom, Thelma! R. gent Mien lunaroulalad/                                                                                                        117      1,01          flltl                                          1 001                                  22,721 24 I 5 7      Lenta)41 1. Mum, Cannel lanoulals.                                                                                                          109        172          271                                                722                                  12 24 I 511    Clammed          ohm( t ontatil (Inunauldia.                                                                                                117      I 017        1 17                                              1.7                                    1111217 24 I 3 9    Chenuc..11(eed lea 1 1 10    Chenn, Al Feed - 111.                                                                                                                                                                                                                                              971 2, I 1 II    Chilled Want -Natty 24 I 1 12    /lulled Ude, alafen -                                                                                                                                                                                                    ;27                                  27 24 1 1 11    Canal,. WAto                                                                                                                                    %        - 1
: 2. 1 5 11    Component Coo.. Water                                                                                                                                      22 LI 15 15      Component Cmains 1141.- Me&                                        920                                                                        it    1 057        411i7                                                                                  1 077 ;11 L. iiit,    ConclensAte Itn, u1.1ted,                                          117                                                                                  116 24 1 5 17    Condenade lummulatrall                                              1112                                                                        15        117 la 1 5 12    Cond, mato l'olnIum                                                  97 24 1 5 19    Conclem(e( VAtUMA %i airy Ho, l'umm, 4,1 5 20    Erna, non Sao am 24 1 5 21    Feedualt 24 1 122    Feedw.liet      Re\                                                                                                                                                    278 24 I 5 11    Cover-nor 3, Bun, 24 I S21      Generator a        Cooling 24 1 5 25    Genet...Puma" Slater                                                61 gm I 5 26    Gene, dor 5, II lad 24 I 127    livaluren1las 24 1 i 2R    111.un ',Aro Reheat & 91earn                                                                                                                                                                                                                                                1 105 ga I 5 29    M.am            Ilak, at 2. St, Ana Dump - RCS                                                                                                                      1                                                                                                    10414 la I 5 21    :dun Talon, Labe nal                                                                                                                                                                                                                                                        I 19n
: l. I 5 II    slam Turban, lad Pun. mon                                                                                                                                                                                                                                                    2 778 2a 1 5 12    Atilogen11....
B. I 5 21    1,1        idvni Sampan.                                                                                                                                                                                                    10 24 1 S.      Pim ,***** Sump., lunnnnn          1/                                                                                                                                                                                    177                                                299 2a I 5 15    16 xim Coolant                                                                                                                                            115            IS                                              S1S                                              1.41 A* 1 5.      Reetdual 11, ni ken. al                                                                                                                                1 262          1                                                5.1                                                  7 447 Ls 1 5 27    hafeti 1.1(7 Mu( 0.12142,1                                                                                                                                129                                                          1111                                                1 714 2a 1 5      ,afet, In, ((on nommulata 41                                                                                                                              221                                                                                                                h 474 2a I 1 19    Se. ',rid., Ilan( Sampling                                                                                                                                  14                                                                                                              1010 14 I 5 42    Ste nn alt nerdm Bluutloun              enuip                                                                                                            129                                                                                                                1421 24 I 141    TYI bum Elertlohydr Until lanualaledl                                                                                                                      34                                                                                                                1.1 24 1 5 42    Ty(        7.1t, ((Ay& 011(11 lanuitualned1                                                                                                                lb                                                                                                                418 la I 141    Tull., Gland Steam R. Inman                                                                                                                                                                                                                                                  I 117 24 I 5 44    Tudnne IhAter Ihama                                                                                                                                      441                                                                                                              12 601/
24 I 5 45    Turban, 214nt Cool, omulAted)                                                                                                                                                                                                                                                  113
: 2. I i 46    Turban, Plant Coo., lonanualsIntl                                                                                                                        1611                                                                                                              1 192 24 I i 47    Toll.... (Hash
* Los, onoulaleall                                                                                                                          111                                                                                                              I 105 24 I 5 411    forbanee            - Los, lonmanatsdl                              12                                                                                                                                                                                                    1 701 24 15 49    V1311 I Ildied WAIll Non a.afen                                                                                                                            18                                                                                                                100 I 5 50  Vint ehalled Wedea Nan Sala, Re                                      145                                                    2                            115                                                                                                  51961        2 991 22 15 51    %mains/Lou. hot.. lantana..                                                                                                                                  6                                                                                                      251 2a 1        Tin al.                                                              ban't        11174                                  4 815                                      1                                                                                      1211905        171 217 Scaffold]. in suppoll of de. ammiaesaan.                            1212                                                                      110        655          954                                                107                                  19,511      17 21.
9a 1        Sabletal genad 24 Rahn. Dans                            1 ill  21 0511        21. 526        6 745                                          91,1  1300211      127 716                        2 112              231 275                              21 611 112      111 290 l'eand 2. Soldanneal Costa 24 2 I      Itelund kraa        Clan.                                                                                                                    2i7    1 b.          HMI                                                1 241                                  50119111      I 021            2 OM 24 2 2      It, ha, d 111. and LI' TuaLane Man,t,                                                                                                          itt    I 150        I 510                                              3 101                              I 211 100        11111            1(100 24 1        Landfall                                                                                                                                          7      156                                                                                                                  119            I 180 4.1          121,1ntal Petted 44 1,21itio9al Dun.                                                                                                                  1 591        1 213                                            i.;12                                1 5 21010        7 0118          4,180 Paned 2, edl atend L5nta 2.11        Pince. dnammusiontat sun Rasa.                                                                                                                            117                                                                                                  19 921        110 2.11        Nan. denannuammung sbanauslIlanIt wants                                                                                                                  772                                                          1                                      120 221        211 Ala 1 1      Sm nod Allow.,                                                                                                                                            271 24 1 1      Srassanan                                                                                                                          57                                  11) 24 1        5ulatalal Monad :a( 41..41 Casts                                                                                                                      5 116                                                          1 791                                  HA 145 Naiad a, ha ang-Drpe n4ent Coats 2a 1 I      Dn. supplies                                                                                                                                    31      157          157 24 1 2      humAnce                                                                                                                          1 026                I 1.          I 129 2a 1 1      husests Ian,                                                                                                                                    11    1711          4 711 24 1 I      Dealt& p.n. supplun                                              1                                                                                    10.          i 022 l.ii          Elea, a...me. seat d                                              .1 671                                                                          I    1 212        4 222 000140 TI G            et, Itif
 
Coma. h* Peak Nut le 04 l'011.41                4111                                                                                                                                                                                                                                      Dot 110001i L11-1171-004 Ree. 0 11.0 omr4.47700.10, COVi Arealrv.0                                                                                                                                                                                                                                                              App.07.11.7 C, Prage, 0 0111 Table C-1 Comanche Peak Nuclear Power Plant Unit 1 DECON Decommissioning Cost Estimate (Thousands of 2 019 Dollars)
(112212. LL811                                            NM        spent Fuel      Site        Pionensed              But                        Bin      /                  Unlit/ nnd ninon        Removal    l'ankaging    Transport  Prone.,t,  Oisposal    Other      Iola!          Total    Lig Tenn      M*nagement    Redman,,      Volume  Chi. k      Cl,r, 11                C  Pronnsed          Craft      Contractor Antivin Description    Cod                                                  Coda      Coat,      Corte  Contingency      Costa      Casts          Co.ts        Cost.        Cu Feel  u Feet    Cu Fest  Cu Feel Cu It eat Int , l.k,      Manhou.
15 nud                Depend nt Cod. n ontin tied/
12 16        Inginual ol DAN' generated                                                          01          15                                            57                                                                        (181,                                  *vi 2.47        Plait        m 4(212.1                                                                                                        3 271            491    1 7131        47.
2.48        NRC t                                                                                                                            951            91    1017          1 017 I 1    Emergi        Plainuag r5                                                                                                      259            12.      2117                        4111 ta 1 10    bprot 1' Ill I Pool lbLM                                                                                                        712            107      217                          117 la 4 11    120111 Operatinn calla                                                                                                                            12      ION                          102 2a 1 12    Itelnedi        tano Simms                                                                                                    1 125            402                  1 521
* la 1 11    So 212, 'AAR l'oal                                                                                                            IC 1.          I 5211  11 257      111311                                                                                                                      239 459 la 1 14    111.11' IX Call                                                                                                            11 1711          1 522    22999        22 929                                                                                                                      271 921 la 1 15    .012. Staff Vint                                                                                                              15 171        5 121    111791      30,7'17                                                                                                                      S01911 la 1        Sub. II I, I NA 2.1 Proud llopAndonl Costa                122    4024              01          15                  114. RI 105        11 021    100 710      99 299            12ii                                                                        219 711              121    1 015 1114 It      TOTAL 6E211/11 la IN (Tr                              I 170    10 539        22 7111      7 711                11 na    87 120        ists,. 229 a II    215                1 211        21399              2111 797        101    117          21 411 420          320 799      1 012 4412 PICRIC/I)      - SO. 1/enontanimation Penad 24 Duval 11822onn.00lony AttIttlie.
Ilisposal id Ilan/ .51,111\
db 1 1 k Sunhat y Ruddieg /WM' 1.12511,4841                                                                                            7                                22            20                                                21                                    4 211            218 24 1 1 1 Ban              & Mid Union/Iola d die 111.41/                                                                                                                              .                                                                                                              51 24 1 1 4 Voirimeded All .1ndi ML innulaii.
* 58 1 1 5 Compioned All Inatniment Aag                                                                                                8                        I      MI            21                                                11                                    1 112            211 I IL Comm nied                Instrument air -21,212                        115              17                                  57                      14      2411          230                                                511                                    91 1111          21121 2b117                                      Au                                      27                                                                            1        11 2b 1 1 8 Comm eded nu hert b.! .11.
* AP                                        113              21            7                    71                      57      269          1119                                              1.58                                  42 721            3229 lb 1 1.1 Cninpieieed            (In. 3.. pinmmila 41                              17                        .                                                            11                                      -11                                                                            2111 26 1 1 10 ,iit.nmeit Hatch.,                                                                      1                                    1                        1      17            17                                                                                      2 522            191 th 1 I 11 I 2nidninent Ill Magee Nil, /1VA1'                                        411          11                                  27                      21        111          121                                              447                                    27 171            1 057 2b I 1 12 Containingnt 5p1                                                        125          127          111                  1 148                      501,    d 782        1700                                              II 107                                  242 274            9 9112 22 I 1 11 Contain/1mi I ((Milan. HVAC Onaulatedi                                                  21                                                        2.23    1 INA        1 2.                                                5 501                                  151 S.            5 521 20 1 1 14 Containnon1 Ventilation 111Arilu            l.L,Jt                                    10                                  57                      21        122          122                                              701                                    11997              201 22 1 I 15 Cont., 6nom IIV IC                                                                                                                                                                                          2 25 1 1 11. D. nano-ally"! L 1,1 . 4 MAketIpWAter                                                                                                                          iS                                        .                                                                              911 20 1 1 11 PIIIIMelabsed S. Res Makeup                  OCA                        21            11,                                                                  209          309                                                821                                    11 057          2 11215 lb 1 1 12 lbespl Geo & 2oolau Le. linaulate41                                                                                                                              7                                        7                                                                            1113 26 I 1 12 Inc, Oen & nunliarns. (voulaulated, 20 I 1 111 Itunel Generator luid (2.1 34 1 I 21 Itunel Room MAC 71 12                                                                                                                              71
* 2 215 124 117 24 1 1 :2 Rho LLL,,l
* Clean                                                  1 IWO                                                                        210    I RIO                                      1.0
* IV 217 2131 1 21 Ells nu al - CORGIVIIMAId                                              112                                                  111                    MI        110          114                                              715                                    17 150            1 191 24 1 I 21 Met 2 1, al RCS                                                        9210          1 11                                ,                        255        1111      3 1111                                              2 779                                  110224            21014 3b I I 27 lire Prottstaun                                                          22                                                                          12        fli                                                                                                                    2 UM 24 I 1 24 Fur Proteetwis 111'                                                    / 22,            42                                11.1                      95      502          511                                              1 434                                    93 752            1 in 261127 LeakItate Test                                                              10                                                                                    11            1                                              101                                        711            21.
1 I 28 Potable IVani                                                                                                                                                  1                                                                                                                        19 db 1 1 2t1 R,,liatinn Alanoon01 2b 1 I 10 Safrpuard, Buil/bog IIVAC (18.82.0120                                                                                                                fi      49                                                            172                                    11 0111            140 24 1 1 1 safiteu0(2( Budding 11V IP funladdateill                                                                                                            74      131                                                              409                                    25 970            I 11.1 lb 1 172 lt VI. WAter                                                                                                                                                                                                                                                                          1410 24 1 1 11 Ser, IL, Water - RCA                                                                                                                              1 5      /111;        11                                                57/1                                ddillo                21111 20 1 1 34 Tin bine Building 146/11' limulaled1                                        3 22 I I 35 TurInnt Budding 11,11/ panotaul.toll                                                                                                                                                                      27                                                                            722 1 1 44    nlA L 12 ano.                                                                                                                                            111                                                                                                                      195 I I 17    anis 12 am.. RCA                                        79      1SJ            21                                                          101                                                                        711                                    12 111          5 177 24 1 1 IH R,,t' Manage...It luniniulatol/                                                      .
24 1 142 Wa.te meson, 142241 (18.4/1.toAll                                      1.6!            IR          1                                              20        152          152                                              11/2                                  11022            4 211 20 1 1 40 %Van. roovoni Loryncl lunloollatob                            '1 11        1.1                                                                        41      179          174                                                291                                    IN 12.11        4/12 24 1 I 41 %I aide ProessIng Sad                                                                                0                                                                                                                            1                                      2111 0011        Total.                                                  172      4 887          sri          507                  1 261                  2 211    12 111;      10 411                          217                    .
L1.                                  117 111          1111.210 11 12        se affollbs8    auppull ord. onseuaannifit                        202                            4                                            141      NIX          SLR                                                IN 1                                  11 112          21 545 Lin ontanunalion Ihle Huang, 24 I .1 I Read,                                                    1,135        715            119          151                  1 2912                  1 110      4 115        4 515                                            113 911                                  222 111          49 4111 tb 1 1      Safeguard                                                142          II            18          12                    112                      181      921          222                                              1 poi                                  911799            5271 2411        Taal.                                                  1 1.819      2117          112                              1 411                  1 al0      5 029        5 042                                            A 251                                    261 220          551121 a                                        Tel nun, non PL.                                                                                    319            22      612                                                                                                                                      4,096 22 1 5                NRI. 2:22 en al 01 let msnolan plan lb 1        Soblai .114ioad 24        nom" Coo.                    1 .3      2 297          22                                5 119      519        17221    19 0111      lb 7.                          21.                77 511                                  1112 .5          211 602          2094 P. nod 24 Additanital rod.
tb A 1      lloderg. soled 111210op 122.42 Own                                  457                                                          725            711    1 971        1 971                                                                                                        11418 24 A        0ublot41142,01 24 .4221242 Coda                                  O 157                                                          725            711    3971        i 073                                                                                                        10 1111 000141 TLC Sem.. 44. Inc
 
('omanche l'eak Nuclear l'omer Plant                                                                                                                                                                                                                                oca amen! 111-1771-00I. Rev 0 Deconamemomng                                                                                                                                                                                                                                                            Appendm C, Page 6 of 17 Table C-1 Comanche Peak Nuclear Power Plant Unit 1 DECON Decommissioning Cost Estimate (Thousand.; of 2019 Dollars)
MO'      ',pint Fuel      hate      Poccosed            Mural Volumes            Bui cal l                  Utclatc and YolslO                                                    Deeon      Removal  Palmgang          Freeman,  Douai-41  Other    Total        Total      la  Tenn    Management      Hahn a hole  volume  Clan.; 4  1`1,, Ft l ban l  0119  Pa creamed        Craft    Contractor Index                            Acura) Ileacratcon        al          t cot    Coats                                                                                                    Coca      Cu reel Cu Fret  Cu Feet  Cu Feet Cu Feet      , Lfl. Manhours    el*nhours Polo.] ah            Cats 1    PI son      onmusslonm,n1t1 Acle                          I                                                                        71        451.        156                                                                                1.21115          107 a7il        Preto+ Jo amminsionmp hi ince al flesh woods              ,                                                          _          12          711          78                                                                                12 012 Mr 1 1      Small tool allewasee                                                                                                              111      11.          iilt lb 1 I      :spent Ft64 Capital and Tran*fc                                                                                  4411011    10 On          1119                      74
* 014        107      2 111        2 11.1 27 1        SIMMS] Poled Er Collata cal Vats                                                                            81  1,N 811,    in in      79711          2,944          16,1119 Pc toed Ai Period-Irmo ndent Cant.
Oh 1 I      Dixon mimillen                                        1011                                                                    .51        I AM        1,21.
4711        lomnam a
* 1 158      laic      I 19I        1 494 21.4 1      Pippo le tarn
* 911          91      I MS        1 002 27 1 I      llealth ph. cis amishm                                          2 127                                                          552      2 609        2 459 2b 5        Ileac c accoutred lona(                                          5010                                                          712      1 762        5 742 214 10      440ponal of DAS genes alc d                                                                                  09                    57        215          215                                                                                    141 24 1 7      Plant ea, lcudigt                                                                                                  1 121      511      1946          Prib iblV        Elle Fee,                                                                                                          1 260      4213      I 1116      I 186 ilu 1 9    Rineeseno, Planning Pc a                                                                                              AU          21        177 24 4 10    dotal Fuel Tool ULM                                                                                                  942      141      1021
* A. 1 11    LiquAl it Onset, Pi+ some Equipment& ie. ax                                                                          474          71        515          515 4 12    ISh SI (seams Com*                                                                                                    121          PI        112 lb 4 14    14 undo] h tom %mole                                                                                                1 ID        275      2 10/1        2.102 Si 4 II    See tam Staff Cod                                                                                                11111      2 012      15 121        15,121                                                                                                            111 120 ib 4 15    DOC %tiff Coat                                                                                                  21 254      1 188    21 112        21 112                                                                                                            215 720 24 4 lb    Illehit Mali ISM                                                                                                  4 tub,/    1 919      121.1111      MOM                                                                                                                175 921 11 4        %biota Period 24 Prnod-Dromedent                      I  1      7 ID                                            78 Plt      11 119    99 /1110      WI 27/1          1 402                                                                45 I41                    1 071 971 TOTAL l'E/11011444 COST                                  2    16 010                                    010  lin 571      28 Oil    402 5110      121 917          711 122        2 219                                              1 111025        225 158      I 074 049 PE11101/ le-Soca. Fool dela, Pc ior 10 ..FP.IM- 4*4)
Paned. Disec t Deioneimestumng btivittee Pissed 2c Collalec al Cool.
A 2 1      %comma                                                                                                            4,721 A 1        Sibtotal Ps oat a CollaterA Chaste                                                                                    721 PenodS Peread*Deoesdent Coate 2,41        Inccomme                                                                                                          I 712                  1 905        1905 2,1 2      Pcupeity taxa                                                                                                      1 161        t 11,    I 277        I 477 e 4 1      lhalth Orna * .0141404.*                                                                                                                    1152        1452
: 2. 4 4      Dhomal el PAW gc its dad                                                                                                                      711          78                                                                                21 425 Pe 4 5      Plant eno    budget                                                                                                1 OA        uS6      5 021        5 021 4,du        NOV Feee                                                                                                          I 111        151      I 687        1 627 47      Emerceno                IN./                                                                                          at]
bli        hpent Fuel Pacc11144                                                                                                1 202                I 182 PP. 4 **4911 , 9900444440,so".                                                                      405        41                      694 A 4 10      1140 Oporalmj l'usts                                                                                                  150        21        182                          llia Pk 4 II    Sella. St Aff rmt                                                                                                17 109      2,qU,    19 671        19 671                                                                                                            117 WO 2c. 4 12    Ptdite Salt 001                                                                                                    4015        152      1 1147        1 167                                                                                                              15 104 IS 1        Subtotal Pc toed A Peened-11a math nt Cont.                                                                      11 117      1 597      10 501        11,137                                                                                21,721                      1111,244 la 0        TOTAL PERIOD 24 COST                                                                                            14 017      5 101    41 910        PI Sib                                                                                21 725                      101 244 PER101/ id -1/econtammahon Folios leg Wct Fut I Money.
Pc mud 241 Dues Ds ontimmonang Actirai*
241 I I    Demme meal OA rack*                                                          12 7                                                                                                                      1012                                191 2114 Disonsd of Plant %atom 2411 2 1 Fuel Buckling iiSAC lunusulated1                                                                                                                                                                                                                  2 479 2di ,ii    Fuel llandlina                                                                                                                                                                                                                                  1291 2d I J      Sorel Fuel Pnol Cooling
* Chant.                                                                                                                                                                                                              11E01 2d14        Totale                                                                                                                                                                                                                                        19 571 ad 1 1        +McMinn in .uppot urdsommi*moning                                                                                                        161                                                            77                                    NN 1 Id I        Sulatol  Posed ad at to ill Cm.                                                                            106                            1 .1                                                            711/                              217 71.
Pr nod 2d Addclianal eml*
id 1 I      Laa ea+ Terammam              Manion.                                                                            1,1119                        5                                                                                                                          min ad 42      Optiational Tools and hquipment                                                                                                                                                                                                            11714121 id 1        Pang Range                                                                                                            345 id 2        Subloldl Persil 2c1 Malmo t loos                                                                                  I 524                                                                                                                    117 1/11            iu          4,210 Pa clod PA Collat. A Cash, ld 1 1      Procm* decommimmaing        es asks.                                                                                            41        1'11        PI                                                                                1 000142 TIM Om mem, Mc
 
Document L II-1771-001, Der 0 Comanche Peak Nuclear Power Plant Appenths      Page 7 of 17 D,unntuenonno Cost Analyst,.
Table C-1 Comanche Peak Nuclear Power Plant Unit 1 DECON Decommissioning Cost Estimate (Thousands of 2019 Dollars) 1111-Site    LLIVA                                          NO lkp,nt              Fuel            Site      Prom.uumd              )lui .1 Volume,          11ultal /                Unlit, and Inton    Removal  huhu,.      Tran+pott              Do.44    Other        Tocul        Total    lac Tenn        114.1.1111.12,u111    1,.. 1.1.111111  Tulume              CI.1a. 0    IT, .  "Tee    Puu.....,nd                &deg;Ia1,11,101' A541,145                                                                                                                            Connnen,      Cost,      Couto                                  1'u,,        Cu Fo.pl Cu Feel    Cu Peet Cu Feel  Cu 1'6,1 IN, Lfl,    Manhounl      Menhuum Ihmnpnon  Cowl      Cuul      C11212      Cou,      Coat.
: 1. 2 Pa rod 2*115,114. Al Cmh O on on tied) 2d          Small 1eol Allowisu e                                                                                                                                                                                                                                                      147 111                                                      161      901          41111                                                    S 2*21                                116 1179 22 1 4      Dneminnumeng Equnarine Insane.
117                              6011                    II02    I IN          I 11111                                                      5 591                                Pk All          2111, 24 i        bubtabd oad 22 Ci,11 0.2 Cue.
Paned 22 P. noddli pi nalnt 04,66.
22 4 I      ltn..z                                                6                                                                                                        7 2442        Ineel4no*                                                                                                                                    52            52 22 4 1      Paepern iamb                                                                                                                                  45              15 244 1        Ilmith bbto* bepplp*                                          76                                                                      9      95 2121        limey oinminesd , m441                                      171                                                                              201          2111 21,                                                      4161,                                    111 22 4 6      1164,,,, 41 of DAW gem rated 22 4 7      l'14e,          budget                                                                                              54            10        74            71 12 4        191tc F29,                                                                                                                            ,      46            41, id 4 0      Ihnt menet Plumung 44                                                                                                                        11                                    11 23 4 14.1 Ppent Fut 116.4 ULM                                                                                                                                                                    111 2,1 4 II    Idmitd 1426 on. Pneeming rteilmenthen
* 2,14 12      lb1*51 70      514          205                    111                                                                                                  11 911 id 4 LI      944m. hut Ctst                                                                                                                                                                                                                                                                          .12 2,11 14      DOC Stall (Nut                                                                                                    199              75      574          574 971            WI        774          701                      lb                                                                                                      9 23 4 In      1,91222 Staff 1.1 11  1 907            330    J 316        2 D91                    ltq                                                                        7 III          12        2.12 2,11          Subtotal P.m. 22 Pet.4-16pandenl 11U                  114                            1212    1291          1 2641    7 102        5258                      111              120            IS VIM                                7162111        2nq0          14 251 id U        TIPP M. PERIOD Id COCT PHR11,15 2e -1.66 benne Leen. Termination 1644.1 2a Deal t        61.11.1011111. 1111,111es Pei tiel 2e 15214..145-16 2n 1 1        9e, ern.                                                                                                          1111            57      115          4311
: 24. 1        Subtubd Pena4                  Cada                                                                              .1              57      112          411 Pelted . Paned 1.6,444.1 24 I I        hum An,                                                                                                          .192              49      541          541
  . 12        1.4.4114 tom                                                                                                          ill                    164            161 I 'I    Itral. Plsibub bunks.                                                                                                                                        95 2
* 1                        6                                                                                              11;,11
: 2. 1 1        LInlim.41*4'1 /AW114 404*41451 11      Ilant          bed.4                                                                                                                                      *
  . 16                                                                                                                                              21      227          227 2.4 7        ISF51 operant,. Cann                                                                                                45              7      52 SGI              011    751
* 2.11        Rem4M41 him. liens.
Li99              110    I MIN          611                    99.*                                                                                                  it* 001 2n4 9        theme, SI .4564 4114            125      959          N91                                                                                                                          111107 2z4 10        1.11,1441 bull Out                                                                                                                                                                                                                                                            t        1110214 hubtutal Pelted 2e Pared-Dependent Conn                      lb                                                tnll              561    4 b1A          501                1112                                                                          1641 Se 1 76                                                1 250            621    5 0111        1*4141                1 112                                    112                                  1641                      IN tin 2n0          TOT11. PERIOD 21 VONT l'El21411/ lf-      Lena. Tell...lwa Peszedllf De ell bet entimnumung '641.146 lf 1 I        011181( 4 0,11.114141.901.5 lfll          Throw.. lu enue 21 1          Subrot41 Paned a,utent Penod 21.141,14.62 Camt*
2121          LP nue T4411111,21.11 Swam                                                                                      1pin              us. 4 287        I 287                                                                                                          77 177            I IA/
1290              '619    4 2117        I 227                                                                                                          77 277            61101 21 2          Subtotal Pent.If 412444.441 Perind      CulIatesal Cum.
21 I          nor sttil rlot Awe even...                                                                                    tllb              172    2 OA.)          MO 21 l          Subtotal Puled LT 15214. al Col,                                                                              11111,            272      WY          2009 Kned If Pt ned-Dlit ncknt 214 I        Ione      e                                                                                                      11'1                    4*14          401 2122          Pies.It Ian.                                                                                                      lin              111    .1            111 214 4        Health ulIngun                                                                                                                    111; 21-14        Impu6elot 1/AW                                                                                            11      -                        21              21                                                        117                                  6 724 Lf 4 5        19.4 enaM1 1,412{.                                                                                                102              41      147            147 214 6        NAV fte6                                                                                                          147              40      417            417 214 7        ISPNIOper4t..                                                                                                        11              l,      47                                    7 1 172              PIA    I 469            51111                                                                                                                        12 910 21 I          I,        S.II ewe 1 062            bel    4 671        4 671                                                                                                                          46 622 114 9        IXIC Db.14861 I,1911            660    5057          41212                    115                                                                                                    59 912 111 1 10      144,144.
21I          Subtotal Pi Ised      6,41-114pendene Cud.                                                              II  II 2211          17.      11519        1.6127                  1 II                                    117                                                  11      119 471 1.511                                          II  lb PM            4071    20 1111      4. 706                  I 112                                                                          b 711    77,4140      612 591 210          TOTAL PERIOD 21COOT 000143 TLG terrace, len
 
Comanche l'eah Nuclear Posner Plant                                                                                                                                                                                                                                  Domentenl 211-1 7744101, fin 11
!Mono...awning l'orl Analvvm                                                                                                                                                                                                                                              Append    C, l'age 8 of 17 Table C-1 Comanche Peak Nuclear Power Plant Unit 1 DECON Decommissioning Cost Estimate (Thous.nd. of 2019 Dollar./
Oft-kn,    LLD,                                        NRC        Spent Fuel                  messed            04.1 hal Volume.            Bunall
* nd Annie,                                                  Dm on      Dern ON,    Pt kaging 1 ranopoi    ...mom    Diopima I Other      Total        rolol      Tenn    11*nammont    Bonin,lion  Volume        .1 Cl.re.              OTC('  Prammond        Craft      Conk **toi Index                              1.4.31.3 limidoption  Cost        Cost        Costs                Coats    Coat,    Cony    Conti/mini,    Cosi,    l'ONtal                    COSI!,    Cu Fen  ( u Fun  Cu Fon        Feat Cu Fan  11 t Ain      91anboura    41anhours PERIOD 2 TOT OLS                                                1 132    1/1211      21257      8 786              12 NIA 2.1                581  5.218      4..6            84 WO          5 351          143 +21      ofs I      137      *  .85 nOO 870      642 6,8      2 813 681 l'ERICill 36 -Akio Rood ... nen Pined 36 112      t Darommeeimunt Viln 864 Demolition of Remamin2 kite Fluibliiim 16 1 1 1  ...atm                                                          I  11                                                                                                                I  6                                                                  11 617 Di I 1 2  I'm Ratio 1 lid 1.0.1.
16 I IS !bean Clem satin                                                                                                                                                                                                                                                1214 lb 1 1 4 (1I2 Steam DeanMot ',imam Fatality                                  541                                                                                                                  021                                                                    622
: 14. 1 1 5  latimind                                                      1275                                                                                                                1 471                                                                  10 725 ib 1 1is  Ihinchm. a.                                                        151 10 1 1 7  Tulbmo                                                            451                                                                  M18      521                                                                                                          '1 210 sb 1 I 8  Turbme P. di gal                                                  711                                                                106        805                                                                                                              159 14 1 1    Totals                                                            515                                                              10111      7057                                                                                                          6, 194 9ito 16 I 2      tirade Llanilatapo                                              946                                                                                                                                                                                        I MA 16 1 t      Final rep.. MDR('                                                                                                                                                                                                                                                            1 lb 1        Subtotal Pimid &Actions. Couto                                7 447                                                                                                                1 185                                                                  61616 Penad                    riek.
Mt 1        Commit fkliabiag                                                                                                                                                                                                                                                4111 lb J        Siablwal Delia 16 additional f mt.                                                                                                                                                                                                                            1481 Peind 16 Collateml Coat.
lb 1 1    Small tool allummar                                                il 1b j        Sublobil Paled 10 1ull anal Cuna Peluid 36 Kiwi Di pi adoni Nola lb 4 1      Inminur rb42        Ploy., Mu,                                                                                                                                    175                        179 lb I 1    Hem        oummemit I. nial                                                                                                          91111  6 898                                  6 92 4b1i        Plant enerti 61111.9                                                                                                  401            60      11.1                                    61 Di 4 5      NIIC ISA SI Fen                                                                                                        Del                      1116
  .10 16      142941 I ',unarm l'uoto                                                                                                                14      lei                        123 lb 17      Sem*,l, smif f'gol                                                                                                  2492            51/5    1901                      2 UM          1                                                                                      117 160 ibi        1101.10*ITCoot                                                                                                      011111        1 170    11 271                                  II    1                                                                                110 240 1b 1 9      Malin Ma Coat                                                                                                      1 097            765    11161                      1407          1Rr4                                                                                  70 IWO lb 1        Subtulal l'nuid 16 Periaddh pimidi at Nola                    5551                                                20 MI          1/74        215        656        4 9116      11677                                                                                  267 MO TOTOI PERIOD lb 1'1AT                                        iin7e                                                211577          5 119    15 7141        1157                    11511                                                                    66 165        1.9 140 P13111011 ak* Natal      ..... opekilionorihippinli Vine:81a Dino 1 Denminsmoimint Dina.      Millal.eal Cook k 11        Spi al Fuel eaptlal and Tranatin                                                                                  11511          2087    1411110                    16 0110 4 1        Subtotal Penal b Collik        l'into
* 11911          211147  16111M                    16100 Peraml*Deprodent Coats b 4 1      hemiante                                                                                                          16951          1 6113  17 4611                    17,fihn 4 1        Psupoik lama                                                                                                      21 511            152    11674                      2 2671 4 1    19 mg 7nei 43 budget 6 11      NOV 19E91 lam                                                                                                      6 31511                  7 685                      7 6115 O 17      IS1. 313 Operas., mk.                                                                                              49111            41/    1 170                      1 170 lc 4        97i la sly Staff lIoal                                                                                            511691          4toa    67 404                    67 194                                                                                            1 159 861 k 47        VILMA, 6111 Coal                                                                                                  28 295          4 211    12 540                    12 510                                                                                              177965 A      lintel d Ikeiod 1. Pesiuddhpiaden1 Coal,                                                                          111 1112        17 041  152 4.2.                  192 Mb                                                                                              1811821 O0        TOTaL P141101/ 1 MIST                                                                                            111 M5          20 011  161,426                  1611426                                                                                            1,111.4828 PERIOD Id
* OTCC            .....
Pena td Ihnet Denanmemionant Nwlear Sham Sayph, Smrein Remy 61 1 I 1 Vaned& lain nala DT( 13 Demeal                                                1000                          10 077                  1 742    It 8 DI    12 8 14                                                                      2061      1111 974 1411 1      Tonal,                                                                      1001                          101177                  1 712    12 819      14,1119                                                                      21.1      1111 571 Id 1        Subtotal lkiaml Id At to 24 Nat.                                            000                          10 077                  1 764    12 819      141101                                                                      1.1        101 974 Pniod      Penod*Dipindrat 614 I      Inow ami Piopaoly tarn Plant maim Mahn 000144 ID9 ri ea, In(
 
l'ontnn, he Peak Nan len,r l'omer Plant                                                                                                                                                                                                                                                  Dot unarnlL)1-1771-00I, Rev 11 Ilecurnmaas,onang Cart AnnI446r                                                                                                                                                                                                                                                                Apprnd C,Prsg,, Sof 17 Table C-1 Comanche Peak Nuclear Power Plant Unit 1 DECON Decommissioning Cost Estimate (Thousands  a  2019 Dollar.)
00-site    LLEM                                                NE,      Spent Fuel                                    lal                    111.0 0.)                Utility and ACIIVI{N                                                            Doom      Removal  Itankogynx  'I I nap:oil                Dopsvol      Other        TotAl          Total    L. Term    Manap.ment  RestmaDon  Volume  Clays A  Class II ClAss C  GT( I  Processed        Craft    Contrastor Indox                                      1/e.4nption            Cost                                Costs        Costs      Costs        OW.      Contlneenvy      Costs      Costs                    Costs    Cu Feet Cu Feet  Cu Feet  Cu Fect  Cu Peet  M t Lim        Manhours    Manhours IN nod id Persod,Dependont Costs h usury', 41 114 1      SRC ISFSI FeeN                                                                                                                                i              0          I id 4 5    ISFN1 Operatin. Cool*
id 4 Is    664unn Marcos.                                                                                                                            42                fi        10          12                                                                                                        1 007 1s9 4 7    1,1,111, 9141 eo41                                                                                                                          212                3      21          21 414        Subtotal Paid id Penadylleuendt n1 13a414                                                                                                  91              1.1        107          101                                                                                                          1 .104 WO        TOT IL PERIOD id 13119T                                                              1000                                  10 077        91          1 771      12 9%        Id 920                                                                2%1        11,1 VI                      1 104 PERRY]) lo 1,1.11 ISesoutunt Kno4 irlIons Da4,4111111*440M22        ,I, Insa
    %nod le 4,d1104,231 lams 1.3 1      1.2.,144 To rmutsitoh 1%2%1                                                2110                                                        1 172          LIU                                                                Id 114                              1,291 IRO        9429          1 241 1,2        Suls101.0 Prruul Addilional dy4,14                                        200          171          171                      9/1    1 472          I 1%,      5 242        51112                                    12                                  1 291 120        9 122          1 221
    %nod is nodylluptaulenl Costa le I      hum        r                                                                                                                                31                                      47 Piounla tau"                                                                                                                              211T            1,7        1171        111 Iv I i      Plant riwrit %idyl                                                                                                                          7                2                      2 1.44      Sad via, Staff 1%1                                                                                                                        ha              lfl        79          79                                                                                                          1 710 1.39      Unhl, 'lt.iRlml                                                                                                                          141              ily      179          179                                                                                                          1 821 ie 4      Subtotal l'uosl le PeroddIrpendent Cosh                                                                                                  5,1            111        h.          hith                                                                                                        1 150 1e 0      191T11. PERIOD lr 1X ,ST                                                    10        172          111                    2 in      2,005          l 212        Ion        b 502                                    DI III                              1,851,180        9 129          11111 10,2114112 af -1211041%to INN..... nut Perna af      srl Ilstonunrutoluei 401.1.
rynod it auldMonal Corti 22 1      Uneolilioo nod Site lit iturahon %FS!                                    1 I%                                                            159            552      1 211                                  1211                                                                15 11 2      Subtotal hued If lildmonal (Your                                        1,1%                                                            459            552      120                                    1211                                                                15 214 Prnod 2 , 41,10 al Cuyl, lf .1 1    %Nall tool Ahura=
lf 1      Suluolal Ft iusl if , ollysi al , .41, nod it Pnioddltioduk nun.
if 1 1    lonomor 14 1 2    Floury', tau,                                                                                                                                                        II-                                    117 it I 1    Ilea, v eqmplovolio90 d                                                                                                                                    I;        II/                                    110 If I 1    Plant eney ay body I                                                                                                                                                                                          4 if 1      2*2 unti Staff eat                                                                                                                                                                                            11 It I                %aft l'u4                                                                                                                                                                                            b7 11 1      Subtotal IN nod 11. 21nodyDrpendeel Cody.                                  113                                                          207              17.        10I 1f 11      T, (TAL PERIOD MOIST                                                    1 495                                                            11,2            600      1 4 IN 14111101,    TOT41.0                                                                17 757        I 172          171                  12,  I  171 411          22924      212,412,      20 144      171 112      42411            12,114                      2 MI      18.1 154 TOTAL II MT TO DEIN/MI/1SW MI                                              8 181  VA VG        25 578                                                          131 624    2114 91,1    925 145      215 929      45 425          143011    11127      1,7    2 1%1 111 021 9,1 POTAL COST TO DECOMMISSION WITH 17                    29, CONTINOE9C1                                      $996,901 thousands of 2019 dollar.
TOT IL NRC LICENSE TERMIN sTION COST IS 44 54% OR                                                          $585,1-15 thousands of 2119        s SPENT I.1.IEL MANAGEMENT COST PC le %%OR                                                                    1275,1121 thovonds of 2019 dollars NON-NUCLE 111 DEMOLITION COST IN 6 Or. OR                                                                    11414143 thoominds of 4219 elollais TOTH. LOW-LEVEL RADIO,TIVE WASTE VOLUME BURIED WWI UDING IITCl I                                              165,194 Cubit Feet TOTAL GREATER THAN CLASS C IIADWASTE VOLUNIE GENER TED                                                            %I ltubn, Fest TOT M. SC RAP NIETSI. REMOVED                                                                                  59,580 Tons TOT, CRAFT LABOR REQUIREMENTS                                                                                775,272 Man-hams End Notes nin
* mar at,      kt Ous        RV , hal 21,1 du ommuils2,02 'No 0.1
      -no% air, that I hu .,,      ptttttmed by &venom...mu. 44,0 1.1.014,, Va. thulhv. alien. less then II Shut is nonuero dean,. muss ' oulmate, a Ivo value 000145 TLC Verntee, In,
 
Comanche Peak Nu. Icar Power Plant                                                                                                                                                                                                                      Den unarnl 1 11-1171-001.11, O Deconanasssontng Coat                                                                                                                                                                                                                                        Append m C, Page le of 17 Table C-2 Comanche Peak Nuclear Power Plant Una 2 DECON Decommtssionmg Cost Estimate (Thousands of 2 019 Dollars) tperit 11,1      90te      occond                  ilium es          HUI    /                  Wait, land Acta,.                                                            Removal  Packaging      t IO oceoong  Disposal  Othei    Total      Total    lac Term    Management    Restoration  &deg;him,  ClAb*  (1.4,11            C  IlTCC  ine.sed      Craft      Contra, tor 1 .tda                                  \ctn. it  hen ri tion      Cost      CoOs                                                                                              Costa      Cu Fent Cu Feet Cu 14 9,1  l'u Feet  Cu Fcet Wt Lb.      Manbouro      M*nhours PURIM, i, - Shutdonn [111.10                    ra notlori Pei nut la Du t Ilecommi.noning A. &rant, la 1 I          Prepare prehnunaty dn anuninumung tuut la I 2          Nottfaration of l'e,alton.d./peratton6
: 1. 1 1          Re.,    fucl    ...Am I in Ilerld I I      NCIIIIit.lon of Pei m*ri.        fueling t I 1          In nut ate plant mom no * ',amain u.ette la 1 6            Nino, and ta,nut I 'Al 1.1 7          Iletten plain
* lA I i          Ptiln aelallea Iaa lb 9          Eatnnate bv.piodint Intl ntnt*
la I 10        End modwt deo i intim la I 11        Delolnd bop] an. I Int annum I a I 12        Define ma, nu, k A. awn la I 1          Pet ha in SER tnd E la I II        Prep. ehuhnut 11, fueled Tr. bon al .utetallt autos.
I 15      Perham Sile-hprofir            Mud/
Prapatehubmul Is t dash d Fuel Man.= nt Plan
  .141,111v Spa. du atium la 1 17 I Plant &                    fanIttur la I 17 2 Plant nvdt la 1 17 3 14:3111 Decoustamtnattan Flesh la I 17 4 Reo tor mit( th.                                                                                                                                    11.1 la I 17 5 Reactr.r.....41                                                                                                                        129 la I 17 b lholaAn .1a. Id                                                                                                                          ,,
la 1 17 7 Steam generators                                                                                                                        1216 la I 17 8 Rein.,                  inle                                                                                                            106                                        1 la 117 9 M            TU1 bin, la I 11 10 Mon Conch non, la l 17 11 NAM NO Luton. &                                                                                                  179 la 1 17 12 him.. Innnnnnmen.                                                                                              261 la 1 17 13 Fatiltn. & hltellanteaut                                                                                                                                                                                                                                            111 la I 17        Taal Plannmi IL hue Prt paa anon*
la I 111      Ptilt,ilt dumanIhng nespentt                                                                                118          21      118                                                                                                                          firi la I 19        Plant prep 1. temp lati,                                                                                  3 1011        510    3 910 la 1 20        11. AN* watt, .1. ino/p 41,tem                                                                                110        12      012                                                                                                                        19.1 nnnnRI( ern Caul Zorlredlouhnt.                                                                        2 100          Unl    2 760 la 1 22        Pia u. cabs/heel, &                                                                                          71                    21 la 1            Ouldutal Per. la Attu tt,                                                                              111287        I 5;1    11 8.10                                                                                                                      11 151 Pnusd I t Vollatet 41'00, la l 1          hin n1 Fuel Cyntal and nalt..61                                                                    -13111            2. 147  16 461                      In 161 la 0            64818.1 Pena la Cullan                                                                                  11 111        2 117  11. 161                      lt,,i.l Perted la Pt NA-Dependent Coal.
1101            !mutant..                                                                                                                  1  1127            27 la 1 2          Proper, taxa.                                                                                                                    179 la 4 1          Health physis*supplin                                      11                                                                    611        1.11 la 14          Ile., equIpment la 1 5          llopmal of 12 414      Iltlait II                                                                                                                                                                                              I  190 lalU            Pls. rump budget                                                                                                        1111  2 105 la 4 1          NRC Fees                                                                                                                  75      als la 1 0          hnstagenc.              Ft.*                                                                                            16      161 I 9      bpenl Fuel 1,1 la 1 la        1.1Fhl Operating 1                                                                                              1 la 1 I I        Snout, Stalleinl                                                                                                                a 775      b 775                                                                                                        110 010/
lai 12          lltdtte St aft VIM                                                                                      j11 ild      1 125    11 117      11 157                                                                                                        412 240 la I            ..uhtutal Penud la P. nod In pendent                    I NW                                      10  12.013                19 OM      411 1115        11101                                                              12 190                    571040 In 0            TIITAL PER1011 1* COST                                  11/5.1        11                          Al  66 till      lijb    77 677      59 910          17 161                                                              1                        406491 PER1011 16 - DeconanutuannInn Pit.paaahont.
unI 16 Dire.,        ammtwountnu A. tn ales II. laded Noel Pi Bertha 16 1 1 1 Plallt                                                                                                                                                                                                                                                              221.111 II/ I l d      WASS DM inflammation Flush                                                                                                                                                                                                                                    1211 ll,tit          Reactor inlet,. th                                                                                                                                                                                                                                          1 070 II, I 1 4      Remanung Innlasn,                                                                                                                                                                                                                                              572 lb I 1 5        CRI, ooling                                                                                                                                                                                                                                                    128 lh 1 1 b        ZED hounn. &            MN.
lb 1 1 7        In.., Instrumental.                                                                                                                                                                                                                                            422 000146 Tlfc      et-t.at-er,
 
Colman, he l'enk Nut leur 1,09, 111001                                                                                                                                                                                                                                                  Dot wage.          1-001, Re, 0 net oananarrannong ('raft Analvma,                                                                                                                                                                                                                                                            Appendu C, Page II of 17 Table C-2 Comanche Peak Nuclear Power Plant Unit 2 DECON Decommissioning Cost Estimate (Thousands of 2 019 Dollars) 011,0,    UR,                                                NRC        Spent Fuel                                              \                  Slava I                    Unlit, and Athol,                                                      negon        Removal      Packaging    nom,.        PIA/Among  Despond    Of fl,,      Total        Total      Lig I erm    Alonagement    Restoration    olume  (lois      Cl.m* 11  Clitos l  OTI`C  mom,          CmIt      Contemn..
Index                                Aotitito Itesoription  Cost          Cost        Cost*        Costs        Coots              Cu.t.      Curitingen,    Coots          Coat.        Costs        Coots      Cu Feet Cu 1p,t    Cu Feet    Cu Fuel  Cu Feet      ba    AlmMoura      Alanhouni
  ',Wed N ot Fox viltut            unl inmoll lb 1 8 Item. vmtel                                                                                                                            20/1                      1211/          210                                                                                                                1 551 lb 1 1 9    Faithl, Imam&deg;.                                                                                                                      119            10                        10                                                                                                                  511 I 1 10 Allostle Mid&                                                                                                                                                    MI            40                                                                                                                  141 lb 1 1 11 litologli al tharld                                                                                                                                                7.3
* 311 11A I 1 12 Meam generators                                                                                                                    214              12        1411            101
* I 921 lb 1 1 13 Roam odium...to                                                                                                                        57                        .36            21                          11                                                                                    422 IIA 1 14 Main Tuba,.                                                                                                                                            11        121                                        101                                                                                      6211 14 1 1      MAIO , ,M1t.11brla                                                                                                                                  11        121                                        101                                                                                      262 lb 1 1 lb Auxtham Wadding                                                                                                                      117              24        11111          121                            IP                                                                                  1,168 lb 1 1 17 1/eagtor budding                                                                                                                    147              21        120            162                            12                                                                                  L lld 11.1 I      Total                                                                                                                          I 1114            112,        1.i1        1 784                          111                                                                                  14 222 lb 1 2      Drees roman loop                                          ill 1                                                                                    MI      1 361          1 MA                                                                                                    11167 U. I        StibtolAd PI nod lb Aetna) Com.                          221                                                                  1 404              7112    A MA            2 02.                                                                                                  I 067      II LIM Pentad 11,1214102onal Coin lb I        Spent fool pool ...Loom                                                                                                        11 017          1211      4449            4 449 lb 2 2      Site Omen le                                                                                                                  2 111              7116    1,1159          4 059                                                                                                11,042              Itt MA          Subtotal Period lb Add/hold Coils                                                                                            10 170            1 111    12 51MI        12 509                                                                                                  112142        4 10 Peg tad lb Collatn Al 3 .12.1s lb Al I    Ill, MI Ibt1,11. ,11                                                                                                              .              ID      1 IRO            1 120 lb 12      DOC staff relumtion expenses                                                                                                    11114              272    I OW1          2 029 lb 1 1      Process det imolai...mg water wane                          51                                                            16                        15        215            215                                                                                  11 355 lb 1 4      Pieces. derommomnmgehemand limb 2 a*te                        2                                                          211                      251      1,1111          I 401                                                      1164                        91070 lb 3 5      Small tool AlOWYMe                                        -                                                                                                      2              2 lb 12      hpe tutting A Apiipmmt
* 120    1 I20            I 120 lb 1 7      Deco. og                                                2 041                                                                      .                111    2 406          4 405 lb 1        40bn...113n-24 lb Vallateral I mt.                    1 171        I 2112          12.1        11115                  1111  1 1116          1 217    2 276          II 672                                            10,      1151                      111822              225 Pound Ils I*enod*Depoack at Cuss lb 4 1      Snot. suppbm                                                12                                                                                                45              45 I 591              120    1,7531          I 719 Proper, taxes                                                                                                                      199              XI      219            214 tt. 4 4    lhalth      oto                                                        117                                                                        72        319            M4 lb 4 1      Hem, equmment                                                            72
* 212            211 lb 4 6      Ilnposal of LI 1411. {mei ated                                                          7                                12                                                                                                                                          (32            lt lb 1 7      Plen1 enelm budg* t                                                                                                            I 999              320    2,299          2 299 lbdt        SRC tem                                                                                                                          191              11      211            214 lb 4 9      lann gem/ Planning fa i*                                                                                                          210              21      211                            211 lb 1 10    Sin nt Furl 11.10.131                                                                                                              21/6              11      217                            117 1144 11    1118,1 Opel itm.16.1,                                                                                                                27                1        11                            11 lb 4 12    Snulatv Staff 0.94                                                                                                              2 910              441      1 171          1 AM                                                                                                                71 1311 1114 IJ    1140. Miff Cmt                                                                                                                  5 550              232    6 111.1        6 1112                                                                                                              61 266 11A 4 14    111128 Staff Cent                                                                                                              14 414            2,114    16 622          15 bU                                                                                                              211 179 lb A        Subtotal Peeled 16                                          16        559              7                                12  27,175            1 122    12 III          0 615              194                                                                    7 122              12    150 I/M lb 0        TOT U. PERIN) lb 19147                                  1 041        1 751          137          281                    1163  41 670            7 955    56 752          55 2 lb            1.19          111                622                                114 717        II 145      MUMS 1*ER1013 1 TOTALS                                                    1 051        MO              13,          491                    225  102,221          17,951  111 115        115,76/          17 961          7/1              I 292      1151                      I HI 912        I I 11,5    975,447 PERIOD 2a - Lai ge Component Remo) al Penni 2a Ihm1 In*ammnuenme kw lea, lettam huppli ...tem Ilemosal
: 2. 1 l I    Reaetur Coolant Ihmns                                        81          912          21            25                  112                      108        4111            421                                          1 275                                  121421          t 117 21 1 I 2    Premonon Relief Tank                                        21          111          11          II                                              11        162            161                                            5111                                  10 511          1,0111          *
  &#xbf;a I I 1 limo tor Coolant Pump. & Motors                                79          05          297          261                  1 207                      127        112          DM                                            7211                                  74211011            115          1110 2a I 1 1 PgesAut In A                                                  -              tn        511          III                    575                      221,    1 101          I 504                                            1 115                                      1151        1 inte          012
: 2. 1 I 5    91mon lit nei atom
* 1 717          212        I 714                9911                      l 712    PI 781          Pi 7111                                          1101.1                              1 711 202        12,127        2 121
: 0. 1 I 2 21RD81.21412/Zinne %nu lun SI nunal                          106          197          1.11.1          13                  sib                      214    I 15"          I 150                                            1 252                                1741125          2211 1, 1 I 7    Ileutur %end Mined.                                        54      1 421      IX 515          6111                            11/2          9174    11111          11111                                            2 115      441          117          116 601        El 521        I 159 Za 1 III    Reactor %mewl                                                79      6 410        2 212          662                1 812        102          78O1    11 211          19 214                                          115111                                  171221          12 1.11        1 419 24 1 1      Tot.A.                                                    411,    Ils 11111    17 1.11        15,                      unl      11111        21,11. 72 172          72 176                                          im 172      941          :17        6 110 201        .17 117            OK!
Removal of Mans Equtpment la 1 2      Mom TurbAnnAlenersim                                                  275          4711          160                4 029                      ltP    6 lbl          A 161                                          45 711                                21113..1          7 915 la 1 1      Main Om& nu is                                                        241        1 127          621                5722                      2 022    11 57          II 137                                          62 054                            . 1912 111        12,750 Caw air. Outs hum Clean Budding Dentolitlim 2, I I I    Reactor                                                                603                                                                          41      615            6.15                                                                                                5 311 2.4 I I 2    lunlian                                                                2111                                                                          12.      425            315                                                                                                  2,1111 2a I 4 1    Safeguaol                                                              67                                                                          M          77            77                                                                                                    552 2,11 1      Fuel                                                                    427                                                                          U.        111            111                                                                                                  1IPA, Sa I 4      Tat.,                                                                1 262                                                                        MI      1 451          I 451                                                                                                II 2411 000147 TLG          ev, 1 tie
 
Contar0 he l'rak NY, let, 1,w., Plant                                                                                                                                                                                                                                Dot ument L11-1777401, 1242 0 Deromnusannung Cost 71221,20.                                                                                                                                                                                                                                              Appendia C. Pa2r 12 0117 Table C-2 Comanche Peak Nuclear Power Plant Unit 2 DECON Decommissummg Cost Estnnate (Thousands of 2019 Dollar./
Oil-Situ      I LIM                                NRC      Npunt rucl    lite    IN summed                Burial                    BUI 4.1 /                    Utility end Decon      Removal    Fackaging Tiampoit  uvesling  ll,.pol    othol Total      Total  L. Tenn    Managetvient Realm alum  \ ultimo    Claim      Class,  0,4 C    1111,111 Yrocesvad                    Contraster
                                              'San ity IN*bription                                                                                                                              osts        ti set Cu Feat    Cu Feet  u Feet Cu F sat  119 , Lba      Manhours      Nlanhoura Ilispus II a Flant Syst, ms
    , I 5 1        \ median Fee Mt aim (In, u1.11411                                                171                                              Cit,  1,412      1 912                                                                              412 5711            1111 2445          Aumban Steam                                                                                                                                                                                                                                                .1 970 1 5 1 Piano Ret st, le Misdated)                                                                                                                                                                                  113                                      751        1 225 la 1 5 4      Bosun Ret sit le lumnsid                                              142                                                          tdi                                                              1 120                              215 164          15 70/1 2,1 5 Boson Thermal Reeenesmiem                                                        51                                                                                                                              159                                212111          21177 2, 1 5 9 11nron Thermal ItemmeiMMIllmilmitelale.                                    217                                                          145                                                                1 215                                78 156          75115 2.1 I 1 7    Cal Lon 1          0 IS                                                    1                                                          .                                                                                                                          dll 11        Cheum al 2. \ alum. Control &deg;mid dell                                  191                                                          118                                                                                                      50 559          6 5, 2a I 19 Chem, al V,lthttUU thililtltllt,fltUlUtttll                                  5111                                                                                                                                                                2.42 220        20 ura 22 1 i 10 Chem al let d                                                                11                                                                                                                                                                                    121 2 a 1 1 II Cimino al Feud
* PC4                                                          5                                                                                                                                                                    :171          251
: 2. 1 5 12 Chilled Neter - Safe,                                                                                                                                                                                                                                              119 2.1 1 1 11 Chilled 51 Ater
* Safe,
* NV                                              57                                                                                                                                                                    10 MI          2 212 L. I 1 14 Chlount                                                                      12                                                                                                                                                                                    149 I 1 15 Cum, meg , 199                                                            121                                                                                                                                                                                  10 129 2a I 5 lb Comp., ut ,,liagitltltt                                                    25                                                                                                                                                                                      741 2a 1 5 17 Component t Lading                  a                                    1041                                                                                                                            17 7115                            1 114 11.5        % 119 ia 1 5 15 Cond. mat, Onsulatt 4/                                                    111                                                                                                                                                                                    1 171 2.1 I 1 15 Con& ns          lunmml                                                  ili                                                                                                                                                                                    1111 2a I 5 20 Condemate l'obalun5                                                        1111                                                                                                                                                                                  3 527 la 1 5 21        endenser V.111111%8 01 Mt Ilea Frain],                              61                                                                                                                                                                                  2 017 2a 1 5 22 EMI at 12on SUM,                                                            55                                                                                                                                                                                  1 1106 1 1 21 Feed, atm                                                                119                                                                                                                                                                                  7 0111 2a I 5 21 !Neil, Ater /1(. 4                                                          58                                                                                                                            1 250                                79 575          1 502 IU 1 1 23 0, nel.klut .1c Evan.
Za 1 5 .      Gent ralin am Cooling                                                                                                                                                                                                                                          217 Za I 5 27 Generatui                  WAlis                                            55                                                                                                                                                                                    1 715 22 1 1 28 Gen, alor SI al Oil                                                                                                                                                                                                                                                  218 2a I 1 29 Ils um Gm                                                                                                                                                                                                                                                              54 2.1 I 5 40 11mn team Reht al L Meant Dump                                                                                                                                                                                                                                    1 116 2.0.5 il 111am Steam flLli.UiL 1,1. am Dianni -                                                    0                              619                                                                              5 11                                161 941          10 542 22 1 5 12 Main Tulbme Luba Oil                                                                                                                                                                                                                                              1 MI 28 1 5 11 bk. Tuilime Oil IN                atm Pa 1 5 11 Nitrogen G.
la 1 15              n Gas 2a 1 5 12 l'ust Arcident 9anninng                                                                                                                                                                                                                              951            222 la 1 5 17 Norms Sampling I                    laleth                                                                                                                                                                                                        11 216            259 Pa I 6 .111 Rem., Coolant                                                                                                                                                                                                                                  31 594          1921 Za I 5 it IttNervoir Maki up Witt /                                                                                                                                                                                                                                            790 P.a 1 10 Reservoir Ramo 14114                                                                                                                                                                                                                                              2 005 A411 II Recvnou SEINI" Timm Za 1 5 la Residual Heat Rt reeval                                                                                                                                                                                    5011                                175 217          7 174 2,1 Sli safely Net non                li,,ll ite                                                                                                                                                                          1 445                                111 9*17        2 765 la l S II Safetv Imeetzen Gininsul                                                                                                                                                                                  7 106                                171 51111            419 la I 1 11 ',Gonda's, Plant 'sampling                                                                                                                                                                                                                                        1 5111 Za I 1 16          am 11enek atm 111ox clown Leh arum                                                                                                                                                                                                                      4 .5 2a I S 17 Turbine Elm tildistli Cntll (maul milt                                                                                                                                                                                                                              818 Pa 1 5 NI Turbine Elt,lv,h,1, Cntil                                                                                                                          21                                                                                                              552 2a I 1 14 Tut lune Gland 9leani 9 Drams                                                                                                                      10                                                                                                            1 112 2a 1 1 50 Tul bme 11, Alt,- Dian,                                                                                                                            411                                                                                                          14.29G 2, 1 1 51 Tuihme Plant Cooling                                                                                                                                19                                                                                                              549 2a 1 1 52 Tui bine l'L.,ttl'.,Cl,vrl,,,,lt,9lUt,dl                                                                                                                                                                                                                          I 420 2a 1 1 51 Tmlinies 011till WI, timid aled) 2.1 1 1 51 Tulblne. 11111111 WW1 liammulalmll                                                                                                                                                                                                                                  271 2a 1 1 51 Sent nulled 11,1,1 Non Salt it                                                                                                                                                                                                                                      121 1 S 56 Sent nulled Mahn -Nan %lb it IN'S                                                                                                                                                                                                            122 170        11260 2a I 1 57 Nestninhouse Fromm Inulluim n19                                                                                                                                  7                                                                                    991 ia I 1        13.19                                                        1 217    7,1g                                                        1 197    21 762    N947                                                                                9211          21121922 ilU l          lealfuldmg in supper, of dmoinnumietung                              1 152          25        12                                    121    1615      ibil                                                                                  71 5211      10 251 22 I          subtotal Pined 2a 4.101, 1981s                              I 651  27011          191    52111                16,707                  122 515    119,710                                                                            17,411,110        196 162 a Addillonal Coal, Pa t I        1.991111I AU I          Isubtotal 1. 13    AA Addiltarial Cash                                                                                                                                                                                                                                            1 Period 22 l'ullatel 11,16 da 1 1        Proems drenumnastaisin9 salves...1r                                                                                                                      775                                          I 181                                  70 514 24 12        Fyn...        ornammeninn          TN al flush 9 ist,                                        112                                                        521                                          1 191                                127 197 La 1 1        .9211 ioul                                                                                                                                                287 2a 1          St*. aaaaa                                                                                                                                              15911 2.* 1        Sublet 1,ml 22 Val .11              Caste                                                      2                                              17      5                                              2 571                                14111;lb FelInd      Felaiidulis pendent Coma 22 1 1        Devon simplies 000148 T7 4: 21200er, log
 
Comma, he Peak NlIf fear Ihneer                                                                                                                                                                                                                                                          )locument L11-1174401, Dec 11 Dec conmasscon rng Cost Anaheim                                                                                                                                                                                                                                                                Appendu C, Page 13 of 17 Table C-2 Comanche Peak Nuclear Power Plant Unit 2 DECON Decommissioning Cost Estimate (Thousand. of 2019 Dolls.)
011-00      =LAW                                            N tl',p,,t          hurl      00          In uralist d              Bin    Volume.              1uo.1                        Urdu/ *nd As ID its                                                Doom      Removal    Packinong    Tonnspull  Po/cussing  Dopund    Other      31/01        Tut.)    1 /4  Toon      31.4n.ineineni  Deolurateon                Chos .1    Class /4  ClAss C  OTC(    0 (messed          Craft        ( untr.stor Index                              Irdnity 0        bun            Co.)        Cost.                    Costs      Coots    Coots    Contingen,    Costs        CO..                            CO..        et, rod    Cu Feet    Cu Feet  Cu Feet  Cu 1*eet  W1 1.6.        Manhoure        Manhours rood 21 PM Pa Dependent Cos)s n onl mod)
: 2. 2        Inour*no*                                                                                                                1 022            IIG    1 1111        1 110
: 2. I 1      Properis                                                                                                                                    69      7111          758 1.4 4        114.1411 physns supplies                                        7112                                                                      607    14115          I 1115
: 2. 4 s      Ihnov 1*1112,11911 2414141                                    1877
* 512    1 4121          222 24 46      Dispos.luf 12.111 roor,ofld                                                  1211          11                                              72      455            155                                                1/ 321                                    126 110              206 0.0 7      Mad Gals, bud.,                                                                                                            281            I%    4770            1 774 2.40        NRC en.                                                                                                                                            629            6%
2.4 0      Haws'        Plonsung Fe.49                                                                                                259                      1011                            225 2a I 10    qpeat DIM Pool 011ed                                                                                                      fltl          107      120                              810 2.2 II      196611,0 rating 14nsts                                                                                                                              108
* 102 21 I 12    %bolo] 1Gos1a 412,046                                                                                                    1 WA            4011  1 is.          1 591i 2,4 11      Set uno St., Cast                                                                                                      10 152        1 5.1.0  11 675        11 675                                                                                                                              2111272
: 2. .1 11 1/01&deg;41.0 461                                                                                                            21,11i          1,527  27 042        27 012                                                                                                                              279,117 2.4 15              6642210d                                                                                                      15,711        101      41 117        11 117                                                                                                                              50/,192 2, 4        4221622,11(enad 2. Pal ind.112,edent                  126    Is &#xa3;61          l40            14                      11 77 WO          12 017    27 121        96 HIS              1 2I1                                6 21                                      I41 146              11:16    I 019 427
: 2. q        TOTH. P16811111 2,19181                            1 971  11 7%        21,1160        5 801                  17 28'l RI 770        11 278  221 710        221 111              1211          201                215 9115      %I          117          17 617 5110        1% %0          1.016819 PERIOD 232.          104.aalanumtion Yelled 71) WI, 111n ommaquanInn arladie, Ilispa4.1 of Pl.n40/40/10 lb 1 1 1 1usb ars 10,16,2 1111C lanulaloll                                    10          IC                                                          29      115            155                                                      a                                      1, 270          1 117 76 1 1 2 Aurshaq liuddIns WAD bnunbul.11191.1                                62            17                                                          15      184            121                                                                                            11/ 541            I LI I 16 I 1 1 11.4,, Inns A Mu            onnolled 144 II5'A14                                                                                                          2                                                                                                                                  91 11 1 1 1 Comp, essed Au Inst,              nnsulaloll                                                                                                                            *
* lb I I 5 Comp] ess*cl Air
* lion ument sop
* KM 6                            ll            4                                  11                      11      74              71                                                    121                                                          172 Hs 1 1 b 1(ompu        d fl,, ll.lument Air RCA                            111            21                                                          51      284            261                                                    619                                    42 216            2477 26 1 1 7 Comp, essed          . Serum e Ars                                  17                                                                                  11                                            11                                                                                  826 26 I I 8 Compressol            . neon. Au
* DC k                            114            1*1                                                          54      276            276                                                    521                                    17 4411            i H11 I 1 9 Comp, essed nr ,nsu brbuunsulatedl                                                                                                                    45                                            15                                                                              I .247 711/ 1 1 10 Conhunment Ildrhes                                                16            2                                                          7        17              37                                                    91                                      6 019              114 kb 1 I II ennoinment IlvdDoun Purge HI b 4                                                                                                              14      171            171                                                    5711                                    17 164            1,464 26 1 1 12 Centanment sprat                                                  174          110          I                    1 01                      512    2 211            214                                                11 112                                    251 411          10 156 214 1 1 12 Connun men( ent          an. IIVAA lumnaull                                    10                                                          21      121            122                                                    01                                      11117              1104 0 I 1 If Conhamment Nhntdanns1114.91*62bulatidl                            /01          11.1                                611                    225    1 421          1 221                                                  1621                                      1% 14/            1 165 214 I I 15 Cantral thsom1INhIC                                                in                                                                        5      41                                            1                                                                                1,114 Ai I I In Denunet.112.(1 Sr RC/ Makeup Hahn                                                                                                              12      119                                          1 491                                                                              1 662 21/ I 1 17 Denunelahred & ILCS Make, Water -Om                              416            71          21                    2%                      177      901            91.5                                                2 2%                                      116 10:            q 141 26 1 1 18 lansI Gen A 164,10111 , 10621*4911                                                          .                                                                                                          7                                                                                181 Hi 1 1 12 Diesel Gen & .0411,,us lumesulztril)                                71                                                                        it      85                                            25                                                                              2 111 211 1 1 20 Inesel Denerann 1101 1/11                                                                                                                                                                                                                                                                  461 26 I I /I Inesel Ram 111 V(                                                                                                                                        4                                                                                                                                117 26 1 I 22 Eleelia.l. Clean                                                1,846                                                                      277    2 121                                          212 '                                                                              56,761 121 I 1 di Mrs (r, el. Canlammind                                          297                          21                    225                    1 VI      720            /20                                                  21171                                    111 669            7,11111 26 1 1 21 Els/Danl. RCA                                                    661          111          DIG                    011                  I 212    6 112          6 4414                                                111511                                  1 175471          66 121 26 1 1 23 Fur Protertion                                                    474                                                                        71      111                                          /15                                                                              11 852 26 1 1 As Led, 11.telho.                                                                                                                                  2      12              12                                                      14                                    1 2.-02            121 26 1 1 27 1440( Plant 111 114 0,4,1..11                                        2                                                                        0        2          .                                                                                                                      72 2111 I I 28 MIA 11.n1 113 AD Ainualuhardl                                    27                                                                                                                                                                                                                    911 Ac I I 2q Ishotellineens Espupnnao                                                                                                                                              21                                                    :71                                      4 ;TI 26 1 I ill Offne S \ e1,11 2611 11 10061e W.01                                                          112                                                                                                                                                                                                                1,892 211 1 1 V. Primat v Plan, DS SC Mud Ai&                                      12                                                62                              161            161                                                    370                                    16 1112          1 1110 26 I 1 12 Primus Plant 01Ar nnnnn                                            OS          21                                  142                      64      119            221                                                  1 112                                      21 121            2 416 SI 1 11 11.1(dion 11enuonna                                                                                                                                                                                        4 20 1 1 11 5.1esua liuddlng II% 114 linsul.te(11                                                                                12                                                                                                      171                                    11 018              160 26 1 1 11, Safe/Ands Buddin, /15 AD (uninnulateill                                                        4                    44                      21      121            124                                                    409                                    25 9711          I lb I 26 1 I 17 Senn e lVain                                                        58
* 67                                                                              1822
  % 1 I 48 heroes W.01
* RCA                                                  21/6        109            12                    boa                      11    1.141          1 241                                                  1 178                                    119 ll            3,1211 1 1 NI TwInne F011(1012 HVAI'10021.1.111                                                                                                                                                                                                                                                          92 1 1 10 Tta hint 11m21182119AC (unnpaulatiell                                                                                                                                                                                                                                                    1140 I I II UPS 11N 1C                                                          1                                                                        0        1                                                                                                                                  19 HI 1 1      N*nts 111.u,,                                                    15                                                                                40                                            40                                                                              I 092 Lb I I 41 \ ents 8 Mans - Rl'A                                              117                        22                    215                    isl    1 281          1201                                                      112                                    117 146          15,760 26 1 1 44 Nast, Nlanasement (rnsula6 (11                                      12                      .                                                          14                                                                                                                                  429 26 1 I 15      asti Anasernen1 (unansulan (11                                127                                                                        1'1      147
* 1                                                                                  4 NI 21, 1 1 16 14 Ants Proressins        lumns21.6 (0                            90                                              120                      74      217            197                                                  I 658                                    105 114            2 617 26 I 1 17 14h.at Pro...sung Lustid1insul.i.d/                      129      182            14                                120                    170        716            716                                                  1 075                                      699119          111,244 1114 I 1 JV Waste Prqd sang laqind (unansulation                  201      164        102            15                    PH                      172    1 077          1 677                                                  1 105                                    287 192          17 4411 lb I I 49 Nast, Pro( esung tiodd                                              21              q          4                    12                      24      110            110                                                    410                                    27 072              671 be 1 I 50 W.144114 al1401.1 (insuhded1                                        56                      .                                                                                                        64                                                                              1,7211 26 1 1 11 Wales TlemInteet Oalunaddedl                                      587                                                                        22      676
* 676                                                                              10710 26 1 1      Taials                                              655    4714        1111          ;AI                    h1217                  4 412    212.'t3        19 101                          1 191                  64110                                    1027 401          2112 926 000149 TLC. Serowe., Inc
 
Compyr.1..              N., Ir.,                                                                                                                                                                                                                                                      Dot amen( L11-1771-001, Rea 0 Deronanuttaonatt Cott Analyst,                                                                                                                                                                                                                                                            Append ty C, Page 11 of 17 Table C-2 Comanche Peak Nuclear Power Plant Una 2 DECON Decommissionmg Cost Estnnate (Thousands of 2019 Dollars) tats.lits  1.1.RM                                            NW'        spun, Fuel      'sae      Piorefroal              1,8,1  Volumes            lim 'al /                  Uttlaf and Acfls ffs                                                  15econ        Removal  Parkaping  'Ft ansport  ofassing  Dispoaal  talon-      Total        Total      Lis 'I arm    Management    Foam anon    5 ammo    Class A    Clas, 14    Clasa    OTC,'  CI oreafed        Craft      Conti...tor Inch,                                'sanity Deasription                                                    Cana.      Costs    Coots    ContIngel,                    C". ,                        Coats      Cu Feet  Cu Feet    Cu Feet    f  Feel Cu Feet Wt 1.11,      Maoism,.      tlanhours 21, 1 2      'a elleklmg m support a do, onmussfoning                        1 440                                            .7                      105        2 217            lfI7                                            I 447                                    .+1 000      50 121 1/0 onLomanaboo abut. litablo, As 1 1 1 Reader                                                    1 lfl      711                                                                1 110        1 515          4 545                                          18945                                    1162 451        45416 110 1 12      bsettlian                                              57      .195                                                                  695      2 8115          2,RO5                                          12 156                                    51111112        2ff 1110 Ss 1 I I      lisda sate 41 ...bout.                                  17        25                                                                  LB            151          111                                                                                      26 904        7 1111
: 21. 1 I 1 Satennud                                                    111.        71                                                                    inlqi,                    t11                                            21108                                    08 799        1 071 26 1 I        Tula&                                                    1                                                                              075      .1 127            117                                            11 61W                                1 577 247        51 777 lb 1 1        Prepaebuboul Limo., Telma...on Plan                                                                                          1            15        270            272 25 I 5      Reanve NRC Pl1lP.i ol nainntallan 211 1        Subtotal Pena 26 8.11.10 Costs                        2 241    12 112      1,1                                                      tnll        II 110        JO 119                        4 NI              511 166                                5526442          425 025          1 711 Penad 26 Udall/nal Val, 2112 1        Underwanu115.1111es Est.. atom                                                                                                5          7P2        1711          1 571                                                                                                    116111 21/ 2        Subtend Penad.8. Uktilmal (bat.                                                                                                                                    1971                                                                                                      111.111 11.9 nal 2b Cobs. el Coda
: 21. 1 1      Pinata, clef offuniaaioning water wiaste                111                                                                                                                                                                                                  19 427 21/ 2        Plasess de, unnuanan1118 16.0111a1111.11 a sate                                                                                                                                                                                                                14616 15,1          Smell bed sllassno                                                                                                                        11
: 21. 14        Spent Frt I CspAsl and Tioy-La                                                                                                1      11111/11    71 819                          ,  019 Lb 1 5        Sean nu.                                                                                                                                  11          110 26 1          bublaiel Pened Fullatels1 Fun,                                                140                                171  67 104        10 270      72 lu5                          70 ;19                              1 111.
7nual        Pentd.11epa nano eu...b.
26 1 1            no euppIns                                          216                                                                              110. 14D            2 112 2042          luaus our                                                                                                                                1 0,                      1 1'12 MI 4 1        Prapn u len                                                                                                                                91      11100          1 000 1512          Health phyatt....upphee                                                                                                                  810              1        1011 7      He nv ...pop= al toad                                                                                                                    751            5        5 755 2041          1.6apa...11 of I fAW generated                                                                                                              07        22q            121                                            5 829                                  117 71111 1047          Plant .1 torn bud..                                                                                                      1,418          511              1        1911 10                                                                                                                                      In&                        929 20            Emit st n 15.daung Fee.                                                                                                    142                        371                            176 26 4 10        Sp. nt Fuel Pool O&M                                                                                                      941            111      1 082                          1082 102 11        Uvula Rada aste Peaemems Ettulpm, nIllenure.                                                                                474            71        345 ib2 12                Offrl au, 11.a.t.                                                                                                  124            19        112                            142 as 4 11      Ilemoltal buns quern.                                                                                                    1 8 11          175          106        1101, 264 11        Sn tatty Starr Coat                                                                                                    13 017        2010      15 406          11 1116                                                                                                                  112 15 4 lv    11111' Staff Cala                                                                                                      29,1150        4 178      14 4211        11 128                                                                                                                    115 MO I% 1 16      Mahn 10,1(1..1                                                                                                                2        0 754      521180          52 0116                                                                                                                  61111016
: 21. 4        Sulduld Pnaud Peried.Inta            nl Costa          I  16                  11.1          11                  197  IS 1          16 751    1%066          121 106            1 601                                                                    117 9112                    1 WI U91 th 0          TOT aL PHR1OD                                                  21 146      1 416        104                    bal 1101184        11,611    242 625        MO 074            711 110        1 121            1111 111                                5 9011 511      lig 101      1 1111,015 PEII1011 .10 Ilesontsintnatten Fallowing 11 et Fuel Stelae.:
Pe. nal 28 Dant Ileraaumammung            inme.
24 1 1        &neve *eat            ta                                                                                                                            1,007          1 007                                            1,1142                                  191 ./40 Dopesal of Maul &Mem.
24 1 2 1 Islenneal Vont...124nd It 1111                                                                                                                  10        115            151                                              112                                    % 1411          1 .112 ld 1 2                    - ROA FH11                                                                                                                            1 d27          1 2/7                                            1,279                                  116411          111271 2412 I Nue Plant., RC                                                                                                                                  414      2 211          1 412                                                11.11                                111615          111171 1.4 I d 1 l* uel flialdmg tiViC Onsulats                                                                                                                  11          10            70                                              2411                                  15 71.5          RI 1
  &I 125 nutlitultImg HVit'lunintodal.d)                                                                                                                    16          fll          81                                              290                                    18 444            es, 24 1 2 a Fled Ilan/line                                                                                                                                                              17                                              61                                      1891            112 3.4 I 7 %stage Treaunrnt                                                          22                                                                        1                                                                                                                                  678 bd 1 22 Spent Fuel Peel Omahas & Cleanup                                        851                                                                              2517            2517                                                                                      522 128        22 215 2d 1 2        Tote&                                                              W.                                                                  llt        6, Wu          6 284                                            19 VI                                  1 277 151        11 771 De. ..... nnatten et Sate InstkIsnas 24 1 1 1 Full                                                                                                                                                      1011          4014                                                    1                                122 116        41718 0411          Fatah                                                                                                                                              1011          a011                                              qii64                                    121511          11710 161 1 1      0,21144108 in auppoll 1.1 desnontaatananst                        2101                                                                                1119          401                                              189                                    10 SRO        10 061 24 1          1 ubta1.2 Peeled .18 1.51111. eaat.                    IOU      J 179                      192                                        2,        10 719        10 711                                            211                                    12115 115        109 111 Pond 2d addinund Coate 24 2 1        loreneelbrmundtea Saor. Flamm,                                                                                                                      I 1111        1 125                                                                                                                        210 2d 2 2      Opnanend Taal, and Ittpupment                                                                                                                          2111            281                                            5;00                                    14. 000 0d 2 1        Faun, 11.018.                                                                                                                                          120 Subtotal Penni 2.1 utlablumel Com                                                                                                                  2 026          1 606                                            51100                                    54- 001/
000150 TLG Sentare, Inv
 
('onattn, he Perak Nu, tear Come? Plant                                                                                                                                                                                                                                                  Dot ...nen! 111-1775 001. Re, II Derommuwonrne ('oe, Annie, us                                                                                                                                                                                                                                                                  Append G C, Page 15 of 17 Table C-2 Comanche Peak Nuclear Power Plant Unit 2 DECON Decommissioning Cost Estimate (Thousands of 2019 Dollar.)
                                                                                                                        ,ntl.n,,c,  LLEV,                                            POIC        Spent F            50,,      Proiatssa            Burial Volumes            But nal I                  Utility and Detain        liemo*ul      22akaging    1-5...port    oresning  Dispos21  Othei        Tula          Total      Lo l,n,n    112,noment      Restoration  \ ohm. Clams 5  Class li        C  t1TCC    massed        Cnilt      Contra, tor krui      Oesaription  Cost            Cost        Costs                    Costs      Costs    Costs    Contingt lace    Costs        Coo.          Costs          Coy,        Co FSlIC'll F eet Co Feet    Cu Feet Cu Feet 11,1 Lbs      Man/lours      Manion..
Penotl 22 n'ollattoal r'oyty 2,1 I        Itioreaa rhs on...toning 4241 oast,                      .72                        52                                                              I      3.12          102                                                                                  27 0,01              91 22 13        braa111ool allowance                                                  . 21        .                                                                111        71          71                                                                                                    .
Pd 14        Bea onuriosoulang li.11116. 911.9. 111.                                            111                                  575        -              161        901          504                                                                                1,001              147 2d 1        'into mil                                                                                                                        I 071            131      9 601        5 5111 2dl          Valaata/ Pert. 33 redialerel                              -72          kl          151          iib                    81b    1 073            557      48111        5 814                                                                                  161117i            110 Pen. 2d Pre inibllopeoderit Cialb 2d 1 1      li..ni bun...                                            139                                                                                        81        121            121
    .ldil        1 ,,,,,                                                                                                                            152              19        911          941 22 1 1      ...eta tax,                                                                                                                                                    111 2d I 1      Ib,lth physiasaupplie,                                                901                                                                        1.        1 1 il        1 111 Heiisi, equip...I rent                                              I All
* 272      2087          2081 32 4 6      Disposal el II V,V genn2led                                                          57                                  51                        12      Al1            ROI                                            2 817                                16 111 2417        Plant eye, gt                                                                                                                                        01        751          7.
214 8        NR1' F eea                                                                                                                          484              28        312          111 2d 4 5      Liquid Kado.istagrasisam825.10PentO...                                                                                              114              52        015          015 31 4 111 1 1461 ctoirating Coats                                                                                                                                                                          52 2s1 4 II Remedial t              Sin y*                                                                                                        1,51            101        761          761 24 4 12 Saturn. tital Coat                                                                                                                    1 0111            2111      1501            1.11            5111.                                                                                                .021
    ,nl Lit 1/(11 staff O.                                                                                                                      7 11/1          1111        1111          1511                                                                                                                  RI Th4 NI 1 14 111.19 1021/11.                                                                                                                      1111.11          1 711    111.01        12976              429                                                                                                .1,810 921 4        2.128. Pen.. Po irel.Dept ndent Coos                      115      2 720            57          . 211                    51  21 194            11.1      111771      29 100            I 671                            2 811                                16 ILI              92      215,195 2211          TOT IL PE KB      atd (Ism                            1 112      la 163          526                                1 552  rd 721            712111    SLI 12.2    411 101            1471                                                                  .1011          1097.          .1119 PERIOD 14- lasonse Tenninallon Penod 23 Ihral                          614. 112a, 211 I        01115E too...too at. et,                                                                                                            1,              27        Rll          :m1 2112          Tn....19 ense 211          Sublatal Penal .21 la to 03 Oa,                                                                                                    151 proud 2/ Addilion.1 Des, 212 I        I urn. Teemanano* SM.%                                                                                                                          1,781      7,7111        7 7111                                                                                                151,511          1 120 212          SiabloI21 Period d 4142..4 Owls                                                                                                                  1 711      7 71i        7 7111                                                                                                151521            tidl Proud ff Collor, 21 Cir, jr i 1      BUC.621          slain espriati,                                                                                                1,1115            272      2 0115        211114 21 12        89, lam                                                                                                                          21101            101      1 115        2 105 2f 3          9.1.121 Pm. 2f 4531ateral Cob,                                                                                                  11121            ST1      .1 1,15      .1 395 genod.Pesuidala ildi          Insular.                                                                                                                            115              11        151 244 2        Proper, tee,.                                                                                                                      311                                      1114 114 1        11.21lh ph, baa burgh,                                                                                                                            1117        915          515 2144          1.102...1 tat USW gi nee. d                                                            7                                  11                          1        21            24                                              117 Pf 4 5        Plant energy budget                                                                                                                102              41        117          147 21 1 b        IOW Urea                                                                                                                          215              21        270          270 214 7        MIMI &deg;petal.. C.15                                                                                                                    41                          17                          47 1014          genus. stage,.                                                                                                                  1 2711            152      1,469          561            910 214 9        1210 Staff Co.                                                                                                                  1 052            1119    4 671          11171 214 IV        Bislity 51211C.                                                                                                                  f 018            662      5017          1601              155 214          401.821 Poled 21. Peuud.e.aden1                                        7111                                                11  11077            1 1111    13 501      12 2,            1 412                                137                                  4711              11 210          TOTAL 15311101/ 31 COOT                                                7111            7                                  II  10 591              L114    25 561      Al 551            1 112                                117                                  6 711        151 519        112 194 PE 21011 2 TOT8L9                                                    8 114    54,015        21 778        7 PIO                  50913  299 116          191111    514800      111211          82 7111          7 1119            195 225    953        117        15 241 860      1059 416      3,1112 121 PERIOD          -Pito Itabtoiation Prima Allinsl beromnusoonn, tellosett Denudation al Ron,,,,, g          Molding, 16 I 1 Rea tor                                                                    1 411                                                                          51 5      l9Lb                                        1516                                                                    31 617 36 1 I 2 Adman,,,,,,,                                                                77                                                                          ,,          89                                        95                                                                    1,212 16 I I I Au:0,o                                                                  2 519                                                                          it      2 911                                        2 911                                                                    18 .2 2/1 1 I 1 ebbobiatien1CB 1.11123.0                                                                                                                                            1/1                                        IN                                                                      107 lb I 1 5 Chlontintion ON 18.40                                                          5 nh 1 I h Cur W.iter Intake                                                          7711                                                                        117        015                                                                                                                I 446
: 31. 1 I 7 Cnn, .205 1, 01199.8                                                        17                                                                                      20                                        40                                                                        16 I 1 5 Diesel (lento awe                                                        410                                                                          42        472                                        172                                                                    4 310 lb t 1        Flex St 0,1,1 Binding                                                515                                                                          91        7011                                        7191 1, 1 1 10 blanten.mii                                                              150                                                                                      171                                        171                                                                      102 sh I 1 11 Mtg... 51.9.115, & 111.1ental Ilaprt/                                    1170                                                                                    210                                        110                                                                    1,15 lb 1 1 12 Alia Aline., 5116.40.1.079                                            1, 169                                                                                  7 415                                        7 DI                                                                    98 741 ih 1 I In PA F eoung hule 11 91514, /111ilt                                        ni                                                                          111      I 0In                                        1018                                                                      1 832 000151 TLG        II, es, Inc
 
Comanche l'ealc NY, ifar                                                                                                                                                                                                                                    Doer "tent L11-1774-001, flee 0 Dee onannassemIng Cost                                                                                                                                                                                                                                          Append. C, Page 1G ol 17 Table C-2 Comanche Peak Nuclear Power Plant Unit 2 DECON Decommissioning Cost Estimate (Thousands of 2019 Dollars)
NW'      Siatrkt Fuel                                litu ;al Volume..          But                        Ul,l,ly and Remov.il    PAckAgong Tian.port Prote.oung  Disposal  Odle;    Total        Total    Lit Term  tlg,,yrt            atIOrk  S plume      A  Cla .1, 14                  1,64.0          Cla It      Con tzat to; Act!, all l)esLript,or;                                                                                                          Coata        Co..,      Cu I.Let Cu Feet Cu Feet    Cu Fret C. Feat  Wt Lb.      Olanhours      tlanhoura 1.'11,4,11o/1ot Remauung Site Budding, It ontmutql, 31, 1111 RP BluldIng                                                    18                                                                                                                                                                                          7 t2 111 1 11 Raclwate San hate...                                          7,1                                                                          nil                                    201                                                                    171 16 1 1 ib S                                                          1 474                                                                          I 471                                  1 171                                                                11/ 721 16 1 1 17 Serve, leder Intake st.unire                                  312                                                                                                                                                                                      2 .70 lb 1 1 10 Stator Renind                                                109                                                                                                                  121                                                                2 010 db 1 14                                                                  n4                                                                                                                    46                                                                    705 lb 1 1 2* Lvdt,11,02 &La db 1 1 21 Tandy.. Tmarla                                              59.3                                                                                                                  681 tb 1 1 22 Tudane                                                      P3d                                                                  6.1                                              121
  .16 1 1 21 Turkey P. derd31                                            704                                                                            009 ill I 1 14 Foal                                                    1 .1                                                                              Stu                                1 IP;                                                                27 877 lb 1 I      Trial.                                                651 210                                                              J 111      27541                                PS 511                                                                212 451 Sue eked.. taInstus 16 11        WY kFlii 411.                                                                                                                514                                            1 410                                                                  6 170 14 1 1      Slade fa land.2 ape ate                                                                                                        81                                              629                                                                  1 4'12 46 1 4      heal laps. to NS('                                                                                                              11                  11.
Jb I        'subtotal Pannd Jbrt us        l'ralL                46,171                                                                1 919    1020r          101                    10,1147 Panted lb 511/1111unal Past, 16 2 I      Vann eta 41....bn,                                                                                                                                                                                                                                      271 ihreulnung sag Cofferdsin                                                                                                                                                                                                                            6441 S. sysse 11,4tes Cuflaislans                                                                                                                                                                                                                          11111 Jb          enasllti. nun 11.1.41.1)1ye.621 14 2.      Subtolal P. nod lb agldstlunal 1 oath                  2,1114                                                                            18                                6 Di                                                                  151121 Pr atoll lb Collate. al Pints 31      Small tool .111,11.41111.                                                                                                                171 SII i        hubtutal Pi md lls l'allatel al Pads                                                                                                      171 l'enud 16                        Cunt.
lb l        losurans.
Jb18        Proper, tam lb 4 s      11.60, equipment naatal 16 1 1      Plant ,ne. 61141241                                                                                            *101            tfl      161 db I        NAP 143,1 Fees                                                                                                  164            17      186 14 4 b      Pdhsl        . rung l'isem                                                                                      104            la        121 16 1 7      let univ StIff                                                                                                  PM            504      1,4111                      2 5011    1 Phi                                                                                  07 360 16 IA      131/I' Staff Coat                                                                                            0 101        1 170      11 271                                11 171                                                                                110240 111 1 0    110111v 81.11f nal                                                                                              047          767        861                                    654                                                                                  70 200 al 4        %Mot .11...nod fir P. nal 11. peal nl Pest,                                                                  121.1h4        1 876      10 21'1 16 0        TOTAL 1'881013      a, CCIST                        14 10                                                    711      11 727    17 110                                1.1 767                                                                465 617        6411141.11 le Fuol Stan.. (las, alsunhlhh.pp. ng 1,41221                10111101AMISIlle      Itlef Penal .11 2.11al.ral I'ode 1    Speni lad Capst11 and TranLfer                                                                              14 911                  161100                      16,200 1.i          hulautal Parma le Callan ral Penh
* 11411                    16 000                      16 DWI Pasuld l, Penzahllepentlent 1 vale
: 1. 4 I      Insiu item                                                                                                  11, 111 1      1 WA      17 600                      17,260 142          Planed) taw.                                                                                                AI 112        2 lit      21671                      41671 Is 4 4      st21.16851                                                                                                  6 990            lee;                                7 6119 ig 4 5      It.P.1 "Areal., Prat,                                                                                        2 4 al          1111    1 170                      3 170 kdl          SM1      y St. eatt                                                                                        58,691        81211      67 491                      67 191                                                                                        1 255 861 6 47        Mt., 44..ff CoLt                                                                                            CANS          4411        11510                      11 140                                                                                            177 465 de 4        Subtotal hand b Prno.1.11apeadtnt eaLt.                                                                    114 404      17 911    1521z6                      i      ;                                                                                        1243 820 6 0        TOT 1128E810D le OAT                                                                                        110,195      4.0 011    1611                        ILA 146                                                                                        1,811 828 PERIOD id 2112VC aluppang Period 61 Dana t Ida amanwonns.            tuna.
Nudeal Steam lupplt hiLtete Itt mod dd I 1 1              is lat. nab, Met' De.pledd                                                                10,117:                1 762    111119      11814                                                                    2 01.1    101 971 PI 1 1      Total.                                                                                                077                  1,762    1211JV      lean                                                                    2 Ma      011 971 dd I        Subtotal Panad 3.1 Ith OP                                                                          101177                  1 741      Lltyi      11819                                                                      01.1    101 071 Ka mil la Po std.Depeed. nt Psed.
  .14 4 I      livairon 1.1 4 2    Psupert 44 4 1      N111'14881 Ft..
000152 TLG tirsun es, Inc
 
roman, he l'enk Nue leur 1*0;ee; l'Ittott                                                                                                                                                                                                                                                    Du; morn! 1,11-1771-001. Re; 0 11e;orotetter;onmg Cost 41,14144w                                                                                                                                                                                                                                                                  Append.. C, Page 17 417 Table C-2 Comanche Peak Nuclear Power Plant Unit 2 DECON Decommissioning Cost Estimate (Thousands of 2019 Dollars)
Olt-Site      URN,                                            N RC        Spent Fuel      Nile          oxessed            limo] Volume*                    tal/                  Utility and Decon        Removal  INGkeging  Tharopoi      Istos a,o nu  Doponal    Othet      Total        Total    IA, Tenn      Management    Reetoration    l alone        A  Plass FS  tDss      17191C  Yloceoed        CrAft      ContraLtur D*1/1 ALti, ity Det,option                      Cost      Coyle      CO.l,          Coate        Costs      Costs    Contingent.,    ( oat,      Coate          Corti,        Co4l9        Cu Feet  Cu Feet  en Feet  Cu Feel  Cu Feet  W1 1.6.        Alanhours    Ma/thou,,
1114. 4 Pei u91 34  rellud.ill polo, Coo. Rontmued, 3d 1 n                                                                                                                                                2              0                    -
id it.      4***      , Itaff Poet                                                                                                                  14              1;      411          18                                                                                                                      1 017 20                                    Si                                                                                                                        tati 914 7        Utility St./RD/at id 1        Subtotal Penad id Po iushlkNendeo1 Iketa                                                                                                94            1.1      1r7          101                                                                                                                      1 916 ld 0        TOT IL PERIOD LI COST                                                              1,000                                111077          94        1,771    LI 041,    liqt                                                                                nbl    101971                          1 10b PERI(ND t..l,F)/1 Ilattlatantabon Pet tad le Don I. Desontmaskonsn8 As IV l'ea tad ie AdIttlautl east, le 2 1      La eat, Ternunanun INFM                                                    200                    171                    ItiN      1 172          1 16/1    52112        5 812                                                111                                11191 1811          9 129          I 221 Se 2        lublatal Permod        5,lthltan2119/919                                  200        172          171                      PIN    1 172          1,11,0    5 842        9012                                              18,111                                I 891 1811          9,429          1421 Penod 1. PenakDepeadent C0,16 k 4 I      Inagua,                                                                                                                                                11        67 fe 4 t      Prapon                                                                                                                                21/7            67        111          tll k 4 1      Plant tile,. budget                                                                                                                                      L        8 k 44        tokunk MAT, um                                                                                                                          61            lb                      7.1                                                                                                                    1710 k 45        Unht* NIA Col                                                                                                                          111            k        179          179                                                                                                                      11181 S.            111                    666                                                                                                                      4.990 1e 4        Sublutal Peasud le Penodslhmentkat Vats le 0        TOTAL PERIM) te COST                                                                  172          171                    2 4511    211111        1 1172      ION        6 50N                                              01 III                                11191 1/117        i 1114        41111 PER11/1) 14-191491 Sete Iteslaralien Peuod 111/mallktanuntamantag kin/dub Paned If Uldtunntl Po, 512      la.                                        4 211                                                                      I'S MS              /10 If 2 1      Item/Mak And lite liklartkm ISF/II 112        8u1064 Peond If klehltua Ai t.1.1.                                                                                                                    752      1 225                                      1211                                                                        15 211.            SU P. tad if Callalet al Vosta lf l 1      Small 1nel            e                                                                                                                                          10 If d        Subtotal Pena If Coll /ter II Ceuta                                                                                                                              SO Proad If PousIDI ptadent Posta 11 4 I      Inautante 1f 4 2      hopes.                                                                                                                                111              lt      117 If 4                                                                                                                                                                            ,
1f 4 4      liecuntv Staff Coal                                                                                                                      11                                                                                                                                                              142 11 4 5      119412 5110 Cat                                                                                                                          5N                                                                                                                                                              768 114        Subtotal Penod If Proulkllepsndent east.                                                                                              1117            21        110                                                                                                                                    1 111 11      TOTAL PERIOD 1115)ST                                                    L 170                                                        M162          901        919                                      1 511                                                                      15.211,          I 191 PERIM)        TOTAI                                                                  18 SW      1 172                                12 511    171 /ISO        12 417  2S9 1127      10 2011        171 1311      1,1, 1811            19 414                        !O1,l  2 291 104        110 2132    1 1114 601 T1 /T AL 15 NT TO DECOMNIISSION                                            12 507  105,310    241198                                1,1 1 11 7412 450        110 UM    919,006      540,111          271,017        71812                111 910    1,827      1/7      081 7.0 ...O.        I 184 MI 1    5 197,12
  'TOTAL COST TO DECOMMISSION METH 17 55, CONTINGENCI                                                      1019,01,  thotmandl of 21118 doll...
TOTAL NRC LICENSE TERMINATION COST IS III,                      011                                      15911 114  thousands of 2019 dollar.
SPENT FUEL MANAGEMENT COST IS SS 10, OR                                                                  1274,017  thousands al 2019 dollars NON-NUCLE 40 DEMOLITION CURTIS 7 97, OR                                                                  174 812  thousand...1' 2010 dollars TOTAL LOW-LEVEL RADIO ACTIVE MASTE VOLUME BURIED (EXCLUDING OTOS l                                        417,0113 Cub. Feet TOTAL GREATER TN AN CL ASS C RAI/WASTE VoLUME GENERATED                                                      2,061 Cubic Feet TOTAL SCR IP METAL REMOVED                                                                                  44,586 Tont TOTAL CRAFT LABOR REQUIREMENTS                                                                          I 424,044 Man-hono, End Notes aft intht 49 lhat thk tnitt              shaa N. 0. detakankam.NLO9 a*indis Aft th /1 dna atoll) performed 111 sksolneumianutg skiff auk An that data value k Irk than 0 7 hut ps wan tens ALAI tank/nu. I          and. ah
* a /13 yak, 000153 TLG Sp; nu es, 1n,
 
Comanche Peak Nuclear Power Plant              Document L11-1774-001, Rev. 0 Decommissioning Cost Analysis                      Appendix D, Page 1 of 22 APPENDIX D DETAILED COST ANALYSIS SAFSTOR Tables D-1  Comanche Peak Nuclear Power Plant, Unit 1                          2 D-2  Comanche Peak Nuclear Power Plant, Unit 2                        12 TLG Services, Inc.                                                      000154
 
roman. he I'enIt Nucleus I'mner Plant                                                                                                                                                                                                                                  Dor inner" LI I-177            11 Ireronnnonnontne Cord Anal....                                                                                                                                                                                                                                                Append,. I). Page 2 of 2.1 Table D-1 Comanche Peak Nuclear Power Plant Unit 1 SAFSTOR Decomnussioning Cost Estimate (Thomana. a 2 0)9 Dollars) 1.11&#xa3;,Mc    1.1.1011                                            51,1      Spent Fucl                                    Burial VOi WM.            it.                          Utility anal 1606 Ety                                                  Pecan        Remanal Packaging Tranaport ProcessIng  lbaposal    Other      Tatal        Total      1.ic Tann    Mamm1...1    Restoration k olume  eta*, 1. Clasa It  Clot+ e  GT( t  Prokessed        Ch all      Contractor Acbt    Deoaription  Cott                                      Cott.,      Coats    en.ts    e.t.a...,        Coats        Coats        ('ubta        Cent,    ( u Feet ('s Ile. Cu Feet  eu haat en Feat  Wt , Lb,      'Danko.        Manbou),
PERIOD to Shutclo0n thl laugh Tian...in re) nal la 12011 1,ts antm(badaaingh Civil,. a 1.11        SAFS17/11 6t10 damn trearItton tun.                                                                                                            101            1 1 1* I 2    Preparr prElErnmArE rEorninramtaming anal                                                                                                      201            ioi 1,11      Notthrabon of l'e.sal)on of 00Er awn.
la 1 1    Nemovo fool 6 too. a rn.0.00                                                                                                                      nit la 1 5    NorEfiE ElEon of Pet manen1 Odurbarg 1I b              0vate plant argon, 2 wastaa*aate I t17      Piepare an.1 Eulorol P51,111                                                                                                                      tivl            U0                                                                                                            2 0110 IA 1 t    Iip*','yt,L,y(.(s,, k .pecb                                                                                                                      d0i            201                                                                                                              1 MO 1 n    Parlor.] (loaded rad 6urvet IA 1 10    E,01.1.0e -01.1.1'                                                                                                                            131            151 In I II    End prod.,          npuoa                                                                                                                      111            151 la I IL    Detailed by-pruducl im.111101                                                                                                                  211            211 1 1 11      Define m9E. 0 orA arEp.ore                                                                                                                      151            151 1 14  15.16Ern sEc and NA                                                                                                                                7/1          478 IA 1 15    PerbErrn                13.4 Stud,                                                                                                              171            771                                                                                                              5 10 Atuvtly Flpardleatian6 la I Pr I Prep Ere plant aor166.0109 for      sAarroa                                                                                                                                                                                                                                        4,020 la 1 16 2 1'1 011 91611911,                                                                                                                                                                                                                                                                  4,167 11 1 16 1 1.1.,nt structurea and bruldurry                                                                                                                                                                                                                                                      110 13 1 i&#xfc;fl W 161e mutt., mint                                                                                                                                                                                                                                                                21100 1.1 16      1. ...lily module dorm int,                                                                                                                                                                                                                                                        01.0 la I                                                                                                                                                                                                                                                                                        16 201 Pet ad. II      k Prra Muer.
IA 1 17 I Plant 19.00*11                                                                                                                                                                                                                                                                    1,1111 IA 1( 2 Faxdaty doom.. & donna..                                                                                                                                                                                                                                                            1 WO 11 1 11 T.i ii                                                                                                                                                                                                                                                                              2 1111 la 1 IS    Prom. va nun ele7111. 10.6911                                                                                                                                                                                                                                                      1.0 I 10  Dimatblo-oneE0.0 non*Eartt 656tenrE IA 1 671    1./..1& illy NV')
lo 121      10 EinAlrEoner gut &aril 11000*1001 *00.
IA 1 22    1/0 babe. metont Emit 10,1 aEalenr*
1E 1        gab. El Ported It tnEity Pooh                                                                                                                                                                                                                                                  1 Penal la 001601A C.0t.
la. I      /bunt Fuel t'apaal an1171 moan                                                                                -il      III        U ii7      1.461                        .101 1Et        Suble.al Nita. la 1641.01.1130.19                                                                                11 114          .1 .7      Is 461                            lol Primal la Porifixt*Dopendeat la 4 1      01,141.1111t                                                                                                        1 207            121      t 521          1 527 la 4 2      Pram i0 taxa,                                                                                                      1 11 *            .1        1641          .11 la 1 1      Ilealth phy.y..upplm.                                                                                                                1721        641            611 la 1 4      Ilvatv EputorEent lentAl                                                                                                              .2                      1.28 la 1 5      16,960 of 1/ AP/ et RE lalod                                                                                                              7        44            14                                          010                                IX 190 i.a&#xfc;        Plant 411.ei budget                                                                                                  0111          1111 la '1                  tb                                                                                                        ail            11R        9P1 la        1010 r,ent, 1'1 nomi                                                                                                  121                        162
: 1. 1 9      0pEnt 16.1Pool 02M                                                                                                                    11.42      416
* I I 1 Ill ISFS1 &deg;para.{ Ilan.                                                                                                      11                        61
* la 1 11    Elorgrav Stafreatt                                                                                                    201          ..1      C 775          G771                                                                                                              110 ma I , 12      1111110 tit ill Putt                                                                                              ottilfl        4 125      ft 111        0 157                                                                                                            ICA LIU lo          `lebtatal 160 led Is PettarbIlependrnt Coats                                                                  iO  44 9.0            illm                      659          11.11                          010                                11                            571001 In 0        Tr1TEUE PERIM/ la POST                                                                                            64 4211        9 US      PI 061          57 500        17 0,1                            610                                lt 1011                      60.010 PE111E1D lb 0AF's77/11 Limited DEX.015 116tiothes 16 E oyl  lbre 1 1/0 16% ontanunalionollit. Iturbbs..
IL I 1 I Rear.                                                    1 121                                                                                                  1Imill                                                                                                  1 IIE 1 1    YrElegEusid                                            141                                                                                                    211 11      Total,                                                1 21,1                                                                                  1805          11101 11, 1      Sub1ntal Pontal lb A. mot rn.i.                      1.561                                                                        612      11011          1 /101                                                                                            1 Prrtol lb Arldalbasal i .616 lb 2 1      9beet fuel pad bolahan                                                                                            12 125                    11 171        14171 In e        0.110..11,1911 lb blEbtiorral float.                                                                              12 325                    11171          1-11, Pena. lb Pollater 00011 11      DcannequIrinnt                                                                                                                      11-1    I 1/111        I 180 000155 TLG                Irn
 
Conlon, he Peak Nut lens I'oses                                                                                                                                                                                                                                                  1)04 timenl L I 1-1771-1101,11en 0 Ilreornmsnnonan0 COW Annlv.se                                                                                                                                                                                                                                                          Appends. I), Page 1st it Table D-I Comanche Peak Nuclear Power Plant Unit I SAFSTOR Decommissioning Cost Estimate (Thou annds of 2019 Dollars)
(111,t,                                                SRC        spent ud                Frme,ced                Bui hal Volume.            Btu    /                    Unl ly .anal 4ctavity                                                                    Detun  Heine, al PaLkarng Transport Processn. lespneal  Odic,      Total      Total    14, l'enn  slunneement  Reetorenon  ohms,  Cie.. k    CIA., II    Claa. C  (ITCC  Prmeanud                      Co....
Index                                              Desariptum              Cost    Co.        CO.,                5466      Curt,    Cu.ls    Contmleen,  Co.41.4    CoNts        Cost,      Cost,    Cu Feet l'u Feet    ('u Feet ( u Feet    Cu Feet    , Lb.      Manna.),      Manlunns 151...1 II, (hdlatcl,1 neat. Ia erd 'stud)
II, I 2      l'roc cab decommissL5mn              u le                                              .1                            117                    151                  712                                        1 077                                  41 5,1              210 lb 1 1        PIO,                            lunou al 111.1. 41111.
lb 14        Small toad albarana1 lb s          'subtotal Pentad lla        an a Al Ont.                                                                                                                          1512                                        1 177                                    el 191              3111 le nod 111      nod.Depaudcad l'unt*
lb 4 l      lM., mapplaeo                                                                                                                                                    5031 lh 4 2      Inaurons*                                                                                                                                                          0T0 lb 1 1      Props., Is 1.1%.*                                                                                                                                                    21 lb 4 4      Ilealth            nipplue                                                                                                                                        nal 15      Sauey , annum, at atonal                                                                                                                                          157 lb le        Ilnposal at It SW na notated                                                                                                                                                                                                                          10 506 lb 1 7        Mont env, r, 1,0,1                                                                                                              S1O                    575            5 lb 411      NSF Fea.,                                                                                                                      152                    147 113 4 S                                Fees                                                                                                  101                    115 lb 4 10      'opera Fuel l'uad 14.81                                                                                                            1          15      119 Ilk! II      18Fhl Oper.aun* l'oata                                                                                                            14            2        lb 11, 1 13      en au ,t, St.lt                                                                                                              I 46,1                1 6119                                                                                                                            17 lb 411      111ahte Stan t'oat                                                                                                            7 Ilia                    WI                                                                                                                            101 271 Subtotal Pound lb Phoiod.Depeada nt                                                                                    111  ll tlUa                11 244      12    5                                                                                1151t,                        142 MA 15 0          TOT4.1. PRIM ID lb le PA'                                                    130                  9                117    31 403        4 666  12 SU        11 0711                                          e112                                  15 101          15 018        142,868 PE                Prepanktunm For                    1/annanoy I, li..i Iln urnann000nang          maw.
1,1 1        Prepare output eannpanoot Pao stooge la I 2      Install tontuntnent priusure equ luu*
la I i      Interne aura, pram to &mammy                                                                                                                                                                                                                                            I    IT 1, 1 4      &ewe buddina acesea 1, 1 5      Pn pan & oublant anterank report 5u1,1o841 Pa laud le 4e. an Owl.                                                                                                                                                                                                                                              7 l'etiud la  Full atonal Cool, la i I      Prone,. du anamumaning ater nate                                                                                                              1111                  8b2                                        1 0/5                                  78,2111 la 12        Protean dot anumaatonang          mat II Staab n la 1 I      bin all tool Mon        e 1        Sabena Plead le Callan d Cane.                                                                                                                                                                                1 105                                  73 418 Paled le Pannal,le panda nt 1,41        lnmu our 1,42          PI pawn 1 nee le 4 3        Ilt all Is phsa4,* napalm,
    )44          Ile n eautenuon Inn la 4 5        lhapae*I of DOW goner d                                                                                                                                                                                                                                  1    9 la 48        Plant nee, bu,13.1 1.4 7        SRC Fea 1p20          Ems gen, , Phanoing .*                                                                                                          105 la 45        Sponl Fuel Peal 06M                                                                                                              101 la 4 10      ISF,11 uperAtIng Vent%                                                                                                            11 la 4 11      'on unt,                                                                                                                      I 469                                                                                                                                                    17 1.07 I. i 12                St Peet                                                                                                            7 1011                                                                                                                                                  101 071 la 4          bublatal Penud la Pernel Dependent Cohn.                                                                                    II 078                                                di0                                                                  1 10                        II2116/1 nnu. PERIOD la 11 /ST                                                  0                                              150    II 889                                                210                        1 457                                                    21 744        113 151 PERIM/ I TOT                                                                              2 11/7      291                          107  90 719                                            17 952                          1,569                                  le8 610          56 811        1193 214 PEOUnI                            Itonnansy      ath IN et Faust Fuel States, Penni 24 than) Ilroonnahosinang 04 I I        Ware rly Inyna Yen 04 I          4enu.annual nen onnwntal maser e leen ta.
lialuuunous Dad...phut meat 24 i  5      Mtttttnano eupplue                                                                                                                            270    1 131        1151 0 I          Sambaed Paned 21.11,14, 1%0,                                                                                                                  271    I 115        1 155 Perna' 24    4.111111u11.1 Pa 2 I        Landfill 2.0 2        F111.1( Rah,.
24 2          Subtotal Penad 24 Addams al                                                                                                                    2 Pentad 21 rollaur el Farm k id      Spent Fuel C .11 .1 knell med.                                                                                        -    061100        10 OW  75 I11,1                    76 819 000156 TLC ';rruri es, Me
 
Doe ....      I I-1771-0., Ilee l'untateot he Peale            legal Pomp, Pherel Appendix D, Page 2 of 12 De4oenenarislonan, ('oeit eleantiveu Table D-1 Comanche Peak Nuclear Power Plant Una 1 SAFSTOR Decommasmonang Cost Estunate (Thousands of 2019 Dollars)
L L104                                              N.'          Spent f uel        hitt      Frotesttel            Burial Volume.            But .4i1 /                    1161ny And Renton el  Packa.n2    Transport  16 omitting  Dispointl  Other        Total        Total      Lic Tenn      llermgemcnt    kleAorstion    elume    Clays A  Class      Class C  21T,  Protesmed          tan        Contractor Activity                                                          Oscon Cott      Coets      Cents      Cod.,      Cost,    Con      Contin..)                                      Custe          Costs      Cu Feet  eu Feet  Cu Feet  1 u Feet Cu Feet  Wt          MAnhinns          Alanhouit 0 Index                                'M. it) Devarintien        Co,                                                                                      , nstv        l'4""
16 mad 7a Viillatenil Costs iiiintinineb I        Seterime                                                                                                                9 532          1117      11015          11413 4.4 1          4.9221 14 nod 240214111A Co414                                                                                        714 177        11 I,        117111-1      11015            76 2111 Pi s      2.4 IS nud 16p4eiden1.914 244 I          lumnantt                                                                                                                                                          1 4111 7.12          Prippils                                                                                                                                                          7 /W7 2.* 1 S        1144116 iihvwssupplis.                                        1 24 /                                                                                              1 616 taws ,L a oats tos,,m1                                                                                                                                                                                                1;95                                  47 ;19/2          .45 24 1 a 1UU
                    )9440t tour. Snake,                                                                                                                                                1 214 La I la                                                                                                                                                                          1 541 1 155 124 1 7        Ilmertoiit PLinnont Feen 1 121
* 2a 4 2        61est Fuel Peoll 0611.1 7.* 1 9        I6Flt Opel-ding Potts                                                                                                                                                                  117 1.114            11 775                                                                                                  1011 121 24 1 10            tortv Staff 7 170            /I 117                                                                                                    207063 24111          Dlahtt Stoff 13061
: 2.            SWAM 2 16162421 Pi rIndtllipendeal NM.                        1 241          22        10                      47                                            41 1217          15 5116                            1  11.                                27 /141)            11      I Al 0114 24 0          TOTAL P9111011 2.0 (SISI.                                      1 2211          3/                                RI 15)017          14 719      177 112        11 057          122 426            771,                1 PP,                                27 249            1111      1 262 201 PER101.1 21. eSAFfsTOR Ilinnuney 44126              y Spen, Perusl 26 Ihree1 net ...ism...A/1 26 I          flu newly Insperb.
lb 1          9einvtnnu envuunrnental mutes lb 1 1        Pri litre reports
* lb 1 I        Illts.nion nod nip!. reen1                                                                                                  25                1        211            es
: 11. 1 VMinnIrnenii tupphit                                                                                                            6,912          1 7211      6 6111        8610 A. I          bubto1411/tnud 21i Ai Indy 1 ems                                                                                        6 927          I 712      11.4          2./1 Period 26 rsibm.a Pinta 211 3 1        Spent Full yntal and Tr wirer                                                                                          41b7            1 470      In 8117 4b 11          Sorrianit                                                                                                                  727            104          216 26            SuldnlA Pena 76 CA/ 2.4*1 NM.                                                                                          10 1.            1 529      II DI              8            10267 Pernid 714  P.puldlepend. ni 76 l 1                riin*                                                                                                          1.647            2.1        22 0111        2, WI 2642          P.m., /aim.                                                                                                            17 Ail          I M.      Pt .11        12 6.
26 1 1                  0*44.4 tupphit                                                                                                                111311      5 1146        5 296 4fl 11        1.49.621 of 111W genii tted                                                    41        12                    151      -              54          112            112                                              4611                                  'A 270
    .4 4                    ner0t, 1491.1                                                                                                  2 4.            1 111    102.            Ill 292 21, 1 4        NM' Fen.                                                                                                                8 517            1155      C 301          4 101 21/ 4 1        IbPS1 Lipman. l'ut.                                                                                                    2 III            165      1 741                              79S 711474          111131      114 721        . 727            26001                                                                                                    I 951 WO 1114 4 2      grainy staff l'utt 21 44          1 /19214 Lt*1113n1                                                                                                    05 242          9 786      75 024        411 019          27 1111 12                    154 All 4.12        211.1      446215        151 UM            05WPl                                                                      92 271            VW          260 248 26 4          6461.A164.471.P.4.6.ependtril env, 2111/ 1611                                                                                                                              )61 275            l'A          221/ 0.12 26 0          TOTAL PERIOD 16 row                                                                                              114                  11 421    1.17 2116      MO SI) 121        41                    201  171 1/15        11 970    DI 164        211567          219 1/21            .76                                                    10. 171              115      4 114 112 FE111(11/ 4 TOT 11.
PERIOD SA. Ram                te Site Follomang  JASTri 0 Donna.)
16.2.1 la Ihrtel Drrommissioning 204/42ien 2111                                                                                                                                      I 1011 11 I I      Frepne prelinun        dnumummuning                                                                                      171              2M1 1417            91        710            7111                                                                                                                      1 600 la 1 2      Retien plAnt 24 et I. spn4 14 1 1      Prifeim itt )2192 42 , 41.1                                                                                                                                                                                                                                                                        0220 1.1 1 4      End Pi/A..1 2r9 /1.6.                                                                                                      114              20        134            154 11etielevl In-product interne.                                                                                            r 1            ..          201            /WI                                                                                                                        I 010 la 1 5 7 SOU
      ).. 11.      Define 1114,01 soil tequeng                                                                                              I 1/1.          151        I 157          1 157 116              42                        172                                                                                                                          H.
: 1. I 7        Perfoi 9E0            E                                                                                                                                478
      *4 1 2                                                                                                                              1121b                        1 IT/          1 153                                                                                                                          SUB 19,6n ehubniit OefueltelTealuur 9 4.4150 Owns 1 I9          Pridunn Site-Spetilie 021 910014                                                                                          671            101          771            771                                                                                                                        5 000 111              AI        154            131                                                                                                                      1 000 12 I 10      PlepAreltulinnt 111*216.12 Fuel Miusage. et Pls.
    .221svilv Spredratio.
te 1 II 1 Retortit As plimi & tempera. Ls 2294                                                                                          985            T1        1 137          1 U22 L. 1 11 2 PI int mt..                                                                                                                  554                        621            572 to 1 II 3 Iteettur infmnalt                                                                                                            /112          111        11/95          1 El.
ti 1 II 1 Heistorviniel                                                                                                                272            111        11811          1001 12 I II 1 11,01,., tliu                                                                                                                  67              lu          77            77 114                                                                                                                                                                  3 120 la I 11 6 Ste.]          neralars                                                                                                                                    181            101 214              11        247            121                                                                                                                        1 6121 24 1 II 7 Reinforced rontri
      .{A 1 II      Minn Tin/one                                                                                                                11              .        67                                                                                                                                        100 Li I II 9 Main Conilenten                                                                                                                  51                        67                                                                                                                                        1U0 ia I II Ill Plant mins tines & buildings                                                                                                414              41        121            211                                                                                                                          120 617                        710            710                                                                                                                        1 620 1.1 11 11 W 60e 211114.1-21411 i*l 11 I2 9.1.221, ...du-stout                                                                                                          121                        1.              64 000157 TIfe Serum es, Int
 
['onion, he Peak Mich..,, ran et Plant                                                                                                                                                                                                                                  Doc sat.. LI I-1771-110I,11., tt Ilecomintsitontng Coyt Analysis                                                                                                                                                                                                                                                Appendix D,              of lL Table D-1 Comanche Peak Nuclear Power Plant Unit 1 SAFSTOR Decommissnoning Cost Estimate
                                                                                                      )rhotiwiols of 2 019 Dollars) 011-bitt      ItIN                                              NW'          ',pant Fual        Site    19memad            Burial elume.            Banal /                  Utility and dandy                                                    Dem.,              Paylcaging Dampen Procesaing  Dimmel    Other          Total        Total      lay Tenn      Management        Restoration  ;claim, Clam 1  Clam lt  Clam C  tTC C Pr/named        (          Centragtor Index                              It tint, Dem Elution  emt      Cost      Coon              C ant.    ( ung    Coytt      Centmgenm        real.        Casta            ltttt          t on,      Cu Feet  Cu Feet 1'u Feet  Cu Feet Cu Feet  Wt          Manhaum      Manhou, 5 I IA            IWO          105        5 101                                                                                                                    717 Planauag          Prayarationg la I 1.1    Plepsiellmntsollmi3450ona                                                                                      122                          170          1711                                                                                                                2 100 it 1 11    Plant pup 231.31.3 mgt.                                                                                      s 1011            I    /    1910          11 31 1 14      Ilengn u*ter clean up dam m                                                                                    litfl                        216              :                                                                                                                1 100 J. 1 11      lingund 'ant (5101 linalp.hoobant la                                                                              011                                    2 Ad la I In      Nunn t tasladlons &tantalite.,                                                                                    63                                        190                                                                                                                I 2n 11 1        Sublet 11 IStuatt  la tauly Casts                                                                          lh ii1            2              705 0      C/11141                                                                                                              77 107 Knead la tatihInot al l'eals la 2 1      ahte Chard tensalon                                                                                                                        7 159        7 155                                                                                                                10 1152 1.4          Subtotal Planed le Iddit3onaleml.                                                                            1*Z::                        7 115        7 155                                                                                                                10 252 IN nod 3a Collattral Costs 1.1i 1      Spent Eitel Capital and                                                                                                                                                      100 t., l      END,i d l'ened I. Coll,.        Calif                                                                                                                                        1110 IS rad 3a Peno3.16 pendent eons la 4 I    !mutant                                                                                                                            131/      656            111, 1.4 2      Ple1m119 1209                                                                                                        1              .0      410 la 4 3    Ho21111 alwaassupplan                                                                                                            112        501          501 Ja I        Homy ynuspint el rent 11
* 82        Gm It 4 5      plata. ,1 at DAW goner ded                                                                                                                      37            17                                                                                10 311 I140        PLattl ennn budget                                                                                            2 IX.                t0i      J 101        2 1115 14 4 7                                                                                                                      258                W        128            tdi 1.41        18F51 uperant1R Cm,                                                                                                51                          131                              11.1 1.4 8      am univ Stall Co.1                                                                                            1619                        1 887          1.1111          1 417                                                                                            111.
12 4 10    l'Olut Mal Com                                                                                              III 112            2,7,15    00 112        20 104                olli                                                                                          260 000 SA l        Subtotal Penn., la Fined-Dependent l on.                                                                IT    1114            10119      27 766        25 779              1 927                                                              10 211                      1016110
    ,,,,        .mm.19E1111/1/ 1. c,                                        5315                                        17  151A9                              13    Ill 7134            2 387                                                              15 III        10 517      191 615 PEN101) M. Denman                          parationn Tynoil lb I/3rn Innunmanaming blaritu Iladaded Wutt, PinNun.
ib I 1 I    Nam iistena                                                                                                      MI5                                        617                                                                                                                  1711 113 1 1 2 1139itor mlernals                                                                                                  115                                        1116                                                                                                                2 500 113 I 1 1 16 manung budding.                                                                                                tll                                          52                                                                                                                I 150 3b 1 1 1 12211 mobni amendalv                                                                                                134                                        154                                                                                                                    000 313 1 I 5 MD Ileum,. 411114m                                                                                                                                                                                                                                                                1 000 36 1 1 6 'mole man umestmon                                                                                                  114                                                                                                                                                                ono 36 I 1 7 knictur.escal                                                                                                      487                          540 M I 1M      Fac dor clonnital                                                                                              161                          125                                                                                                                              1200 lb 1 19 13,113.31, shl. Ms                                                                                                                                                                                                                                                                    450 16 1 1 10 Mologn al 4nold                                                                                                    Dal                          125                                                                                                                              12111 lb 1 1 11 Steam gc n, talon                                                                                                617                          7111                                                                                                                              4 6011 M I I 12 16 "dame, man tt                                                                                                  114                                                                          77 113 I 13 NUM ',bum                                                                                                          205                          211                                            211                                                                                I 560 ib I 1 14 Man, ConlInmen                                                                                                    2119                          211                                                                                                                              I 560 313 I 1 13 auxilmn laialdang                                                                                                  366                          121                                                                                                                              2 710 M 1 1 lb 16 mon buddang                                                                                                    166                          121                                                                                                                                  71l1 th 1 1    Told                                                                                                          1 115                        I 971                                                                                                                            11111 ihl          q,tlt.i.lP,n.d tb nativity Cain.                                                                              1 125                        1 974                                                                                                                              12 211 Pubal 36 Vollalerall mt.
lb 1 I      Ilona ey111133,11911                                  1203
* 1 110        1 Ma 14      1111, st    n        1,,IrOM                                                                                11116 lb 1 1      19pet gaunt equipment lb 1 1      Spent 13.1 u gat al indTi insfet                                                                                176                26                                        202 16 1        lama) Maned 03                  d Costs                                                                        1 )152            6 11                    4 Pernad 35315 nod*Dependent emts lb 1 1      11ag on 1012        Imo...".
30 1 1      Propeul 36 11      Ilmdth plu.sas                                                                                                                        1 In 1 5      Deasy equipment Inn d                                                                                                                                        11 tl, 1 b            II el 115W p mt at, 31                                                                                                                                                                                                                    1910 Plant en, n butlgol                                                                                            1                            1            1 148 11*6 1St SI candled Vats lb 4 10    Strum. `,41111,1                                                                                                                    25                      135                                                                                                              22,115 lb 4 11    INH" huff east                                                                                                5    I              75      5    1      5 971                                                                                                                141.1111 111 4 12    I'lahn      &Can                                                                                                              1 179      11t90u        1U013                                                                                                              131 721 1134        Iltddol 4 Ilnuld    Pn ted46 penal, at Coon            17                                              10  16      I        2 622      20 1.0        19 116                                                                                  5                          414 55/1 000158 TLC; Sulam re, ina
 
I'enonnehe l'eule IVorlea) I'amer                                                                                                                                                                                                                                                  Do. ...nes" L1,1774-001, lie) )1 11.00mm...on veg Cuel Anal wax                                                                                                                                                                                                                                                            Append), I), Page Co/ I!
Table D-1 Comanche Peak Nuclear Power Plant Unit 1 SAFSTOR Decommissioning Cost Estimate (Thousands of 2019 Dollars)
Olf-Site    1.16,                                          NRC        Spent FuLl      Sus        Fre,rised              Burial v0111111            BUItAll                      Util.ty end Doom                    Parkagm6    Transport    FroressIng  16aporal  Othrr      Total      Total    las Term      Alonapelnent  Restoration    \ olunpe Class      Class li  Class C    071. C ProseAsed          CIA(        Contractor
                                          &snot, Derrell...1n  )'ott        Coat        Coats                      Costa      Caots    Costs    Contmpon,    Cost.      I oats        10,1.        Costs        Cu Feet  Cu Feet    Cu Fort    Cu Feet  Cu Fret Wt Lbr        Manion.          Mani..
    &0        TOT 0, PER) OD 16 (71 gr                            1 003    1 727                                                  10  23 216          1 903  29 9111      27 771          1 210          964                                                            5 910                10      24A 201 VER1011 I TOTALS                                                11121    2721                                                  27  I& 11.11      111.4I                  12 517            017        I L.                  211                                    16 ILI          111 1.61      612 11111 FERMI/ 4a Large conponent aaninal 150ed la Dent Dr. onumxmonesi 1.101112.
Nuelea Ikea. 702.1, 91.202 Remo. J la 1 1 1 kr lor Cr...1.21P0222                                    1;        81.          21          17                    152                      71      169          162                                            I 275                                    115 421          2 165 Ix I 1 2 Prrs.......1 16 heti ank                                            11.          II            .                                              26    110          115                                                                                      40 511              205
* 14 1 l 0...tor Corl...0- Pump. &                                  18        5.1          71        202                    1207                      164    I 969        L9211                                            7,111                                    7928011              575            Slt l,II                                                                        IA        171          111                    575                    4117  I 101        I 1111                                            3,415                                    285 851            1 1414            750 11 5 Stearn                                                          1 747          119        I 2.11                  9 914                  1 721  19 .1        19 606                                          11,061                                  1527 5121          11 067            I 500 1 b 16.00.1 Ste.. kesr. ttii 1.1202                                                I.        1.695                    9 (134                2 724    14 VI        11874                                            31061                                      5,11 5121                            750 4, 1 1 7 fIRDNI.ACIrkkryke            rem.. Remus+,                22      171          1.112          12                    306                    164      97.1          979                                            41152                                    179 021            5 142 4,118 12..21. Rearel latent 02                                      10  4 222      10 ill          421                    1,064      117        7 919    27 1A,        17 1ll,                                              521      521        106            118 811          21 790            1 150 4 a 1 1 9 Rrartor                                                        6 320                      .112                  2 102                  1. 116  17 117        17 557                                          11611                                      972 871          41 790            I 150 4.11        Total,                                                1110  13 210      14119        1 601                  27 419      611        21 726    21279        81 279                                          11/1 721        501        41.          4 71.1077          7411110          5 320 Rd mot al of Mg. Egli... 21
: 4. 1 2      Man TrAnarkleeeratur                                            015          978                                                        LI.      6 Ill        2 121                                          11741                                  2 905 964            7 045 4.13        /dam I ...dew.                                                197        1,427                                  742
* 011  II 102        II 102                                          62 059                                    912 411          II 211 C.Ieng Coate froen Clom14*21.11nr 11.0.1.11un Ja )41 kr..                                                                601                                                                                695          .1                                                                                                          5 539 4a l 4 2 Ilateguard                                                          67                                                                                  77            77                                                                                                          5111 I 1    Tula..                                                          672                                                                        101      771          773                                                                                                        1, 117 Dixperal urrlant %MN.
4.* 1 5 1 Maillan Fr...abater 0/..alakr1/                                  550          167            e7                    720                    317    14160        1 260                                            6 577                                    421 212          14252 4.154 A1113111,1 Ste 02                                                      12                                                                                  14                                                                                                                          191
: 4. 1 5 1 Boron 1.4,4 le Onsul+e                                                                                                                                    In          10                                                LI                                      I 170              112
: 4. i 5 4 Bo. Reg            (uinnAulatedl                                    211            4                                                          11      60          60                                                111                                                        685 4a 1 5 5 Boon The) tnal Repno 1 ,110111111.21.                                71          11                                    10                      10    139          159                                                112                                    21 1119          1 812 la i 5 6 1.1(1n Theimal Reset( anon 6.6.slateall                            Ulb            SI                                  1111                    81                    126                                            1 11111                                  .710              1 622 la 1 5 7 Chenu, al & l'olume Control 02.1.41.)                              161            22                                                          61      112          115                                                742                                    16.6.            4 061/
4.4 158 Chenw al& \ olume control unuilwl.emll                              126            51                                                          111      747          717                                            1.7                                      I211617              287 59 Chemical F.-ed                                                        7                                                                                                                                                                                                            4111 14 I 5 1. ('henu, Feed - 12VA                                                                                                                                                  11                                                                                          971              J11 4a 1 5 11 (-lolled N.A.,. Sale,                                                                                                                                                                                                                                                              12.
: 4. 1 5 12            Water . Yalet, RCA                                                                  4                                                    1118          188                                                                                      17                21212 4a 1 13 Coeulatm, Wato                                                      177                                                                                106                                        101                                                                              720 4.1 1 5 14 .1..nronrnt l'arlanr nate.                                                                                                                                                                                                                                                        71/0 la 1 &#xb6; 11 Component )(own., W..
* 920          17                                                          711    I 057        I 057                                          11, ;1711                                1 277 )51          21 100 la 1 &#xb6; lb Condensate hnsulaled)                                            127                                                                                141.                                      116                                                                            1 135 11 1 5 17 Condens        lumnsulas4.2)                                      11.12                                                                              117                                        117                                                                            1 200 la 1 &#xb6; IX Condensate Colohnt.                                                97                                                                                111                                        111                                                                              001 la 1 &#xb6; IX Condrnsr. S'ac rum
* 11*11.1 Box Pirm.nr                            64                                                                                  71                                        71                                                                            2 011 la 1 III U016910, SIeam                                                      71                                                                                                                            22                                                                            J 115 4a 1 Al                                                                    212                                                                                21.2                                      212                                                                            7,122 la 1 5 VI t redo ate, R1, 1                                                  52                        11                      11                            278            78
* I 217                                    77                1 110
: 4. 1 5 21 (len. slot 1. &Anita L.152. (lenoatu( (1.s Cooling                                                                                                                                                                                                                                                              247 11 1 5 2) Cent 7tor              N Pei                                                                                                                                                                                                                                                    0 001 la 1 5 11, (1, no ator +Mil                                                                                                                                                                                                                                                                211 la 1 77 1lAdroyan                                                                                                                                                                                                                                                                              11 L. 1 5 &I Alain Steam Reheat & Steam Dump                                    15                                                                                                                                                                                                          I 105 12 1 5 29 Main Steam Reheat
* Steam 1)...
* Re                              129                                                610                            1 518        1 , In                                                                                          tan        Mall l* 1 5 In Main Turbme Lutn Oil                                                                                                                                  51                                        51                                                                            I 190 la 1 5 0 Alam 'Forbin, (Wren& all.                                          11:1                                                                              101                                        101                                                                            2 77II la 1 5 12 Niti(gen (lat                                                                                                                                                                                      2 I I 1 5 11 Cos) Att view Samplin,                                                                        0                                                                                                                      15                                        951              222 la 15 14 Prol        hamplIng                                                  8                                                19                              111          10                                              177                                    11 212              241 la 1 5 .11 Hearlor (Amlant                                                  102            15            5                                            41      215          211                                              115                                      11617              522 la 15      Resuluallieal Remo, al                                          205          112            611                    611                    2;17  I PIA        I 1011                                          51191                                    172 22'            5 721
: 4. 1 1 17 Sale(, I n(et )hon (inset ined/                                  1211          15          15                    111                        7    411          411                                            1 411                                      52 551            1 1.
: 4. 1510 Sabo line. tom Iumn.tilaledI                                        156                                                                                1112          I11.1                                                                                                        I 753 4.4 I 5 10 Setontlary Holt Samplms                                            20                                                                                                                                                                                                          1 040 4.1 6 40 Ste IT. Gen, +or Blesdom & C1, 111111.                            109                                                                                101,                                      126                                                                            1481 la I 41 Tu( lone Ele.11oh,1)            00aul+4911                                                                                                              LI                                                                                                                        .1 4+ 1 5 41 Turbmt Eh, trolly& ( n)rl                                                                                                                                16                                        lb                                                                              116 la 1 5 41 Turbme Gland Steam S. IL a 21,                                      IL                                                                                  19                                        IS                                                                          1 157
: 4. 1 5 44 TuOnnt Heal,' Drain.                                              186                                                                                111                                                                                                                    12 600 la I 5 19 1 orlon* l'Aint Coolang nn, n1+1.1.1                                                                                                                    15                                        19                                                                              511 la 1 5 46 Turbine Plant Coobny (1102.21at.                                  1                                                                                  IGO                                        1611                                                                          I 193 Ii 1 5 47 'filabint Maga Leal              saik                                                                                                                  16                                                                                                                      I 105 la 1 IA Talton,. (119)14 Losl )tosumulatol)                                                                                                                      19                                                                                                                      1 7111 000159 TLG Serum el, In,
 
C011.allf he l',uk Mirka) Pinner Plant                                                                                                                                                                                                                                    lenient LI I-1771-001, flee 0 Derinninainisonang Cost Analveis                                                                                                                                                                                                                                              Appendix D. l'age 7t,I Lt Table D-1 Comanche Peak Nuclear Power Plant Unit 1 SAFSTOR Decommissioning Cost Estimate ahouranda  a  2019 Dollars)
Int-Sac    1,1111                                        NRC        'Apent Fuel                                  144/441 VI/1mm,                                        Utility anal Act. it,                                                            Nemo, al  Paclotanta  Tranaport  Procesumg  lhaposal    Olin.,  Total      Total      lac Fenn      Alan.raetmnt  Restoration  %online Clad. 4    Clnau 11    C1.1.9 C          oceaacd      Clan        Contractor Index                              Actiott, Detunption        Cu9t  Coat        Coat,        1 oat.      1 ogt. I oat+    Costs  Continen,    Ceuta        Couto                      Cott,      Cu Feet Cu Feet    Cu Feet    Cu Feet  Cu Feet    , Lbs  Alanloono      M*nhoul DramAal of Plant ',AU n,, nonllnoun la 1 5 19 k,,t            Watt- Non den                                      16                                                                    2                                                  18                                                                      51 la 1 5 50                Watt -Nun %dal,- LICA                                          t5                                                                ilS                                                                                              5191,              1
: 4. 19 51 Wmunglonor                In.lnimeso                                              ,                                                                                                                                                                    871          117 Ja I 5    Totals                                                                      1 07 1                            4 13                        DM',          12171                            14          41904                                    819 91K      116 112 Affoldmg    +appal    do amMloAnalall                                                                          1                121        612
* 107                                    19 714      11,171
: 4. 1      bublut 419.nad l, h.11,Otl'iml,                              22610        17 61/5      t                                614      27 990  1111922        114 67U                                    *  .1 717                                19 443110      Am. 127 Pol awl la A.1,1111...1 Cwt.
4.2 1      Reload /loam (Imam lb ad                                                                                          151                217      1 695        16115                                        1241                                    VW 950        10,            A ono Ja 2      RtMed111) mod LI' Tobin. Rolm.                                  115                                                                Ulg      I 550        1 551                                            101                                1,041 100        1811              ono 44        qublaid Pentad 14 tbkhlimul 1 asts                              115                                                                          1215        1 215                                        4, 712                                1 5A1 050        n214,            iota Proud 14 rallalm Coat.
It 1 I    Prom, deconnuasammg balm
* tale ti    seal ted                                                                                                                                                                                    21 a 11    Spent Pad Vasil and nand" la 1        /hada,l rental la Call Anal Clots Primal 4a Prroablltamolabi la 1 I      boa. auppbm                                                                                                                          26        129          129 2,14      how mit                                                                                                                                          029          1124 1,11        Prupsto t obs 4a 1 4    Ifralth utivaus supplue.                                                                                                            109    294,          2 526 Ilsa, a/roam...8M!                                                                                                                  451      1 171a      11713 ta 1 b    11,26.0 at WAY lanes ded                                                                                                              III      290                                                                                              80 211 la 1 7      Plot( t no ItadItel                                                                                                    2.7          lt171      101        1102 2422                                                                                                                                614            1                    624 44 1 9      14,2 Fad,. arta 1111110.01. Popopmmo/Strva lb                                                                            Vit          119                    671 4 t 1 Ill  Iblt 61 Oyer !ling Cods                                                                                                  77 114 II    Rena dulttblainn Moo lb                                                                                                1 141        171      1 112        1 112 1 I I IL  %au.) Staff Cual                                                                                                      2.116        150    u ldfl          qifl          1192                                                                                              61 8. 0 12 12      1504' St. Cast                                                                                                        17 190      1,771    19 71.8        19 71.11                                                                                                            201 019 IA 4 11 llIsh1.5 Staff Vast                                                                                                      21,161      1,681    211247        27 428                                                                                                              119 114 44 1        bubial d Peitod 44 lb mud-lk to ode. 1'mi.                                                                            50 601      8 524    62 532            1192                                                                                811,111        111        412231 1t l      TOTAL                ff,LT                                              18601                              II 907  51 761      17 lttl  187 6115      122 015                            I          241 401                                21 019 DU      27b 411/        424 611 PERIOD 412 Bd. Dosontammatlion lb mud 41. Ihres Ilmommommon lb I I    Remove bpsnl Mel      lo                                        21                        41                                                  971          971                                        1Old                                    M1216 llopood ofRon 51)st/
lb I 4 2 Auoll u) But122218111, 1C Amnia. Hsd/                                                                                                                                                                                                                  2 011 46 12 1 Ball Ilms & klite UmunlIalltd d22 !DAC lb I 2 1 Compressed Ahr 1/11114 Al4 fuoulati 14 141 1,111plessed Att lto.trunn nt 901'ltl'h ll                                                                                                                                                                                                              2418          211 lb I b Connneu.ed Sir In,trununt                  Ill'h lu                    5                                                                                        2 0                                                                                  11 181      21121 lb I 2 7 Campos              ,14.1, I' Br                                                                                                                                                                                                                                    XX 1 16 I 2 II Cunttn,---ed Sir - Serl1le      - Ill'h                                                                                                                      2.                                            1,511                                  42 741        3 424 111 I. 4 Compiested fl, 14-41 41 lammodAltd)                                  7 10 1 10 Cent unman( llat. hos                                                                                                                                16          lb                                                                                    544        170 1), I 2 II Cantonment Ilvdragen Purge ID kr                                                                                                                                                                            127                                  17 471          411 lb I IA Cant annnent Sprat                                                                                                                              2 7110          71111                                      11 197                                  MG 471        4 411, lb IA 1.2 Conianonnt VenttlAtmo /I% 41'01,111AM.                                                                                                218      I            1 121                                        1 Ws                                    191 91.1      41184 261 2 14 11ontanunn Alenl datum              111.11111,41.11.411                                                                                            118          118                                            104                                    n en'          711 lb 1 2 15 Corona flown HA AC                                                                                                                                                                                                                                                    42.
lb 1 2 II. Dammet dotal .5 In, Sl, 1.ttp WAles                                                                                                                15                                                                                                              411 46 1 2 17 It, mine, do. L RCS AlaLaup Wan -112,                                                                                                  42        209          al09                                                                                    447        iri's 4614 18 illegal (1, n & Aloullaru a fins. iled)                                6                                                                  1                                                                                                                          IAA 46 1 d 19 Iltmal 11, n /1. aunharna. bammulaledi                              71                                                                              82                                                                                                            2 219 46 1 2 2(1 IlleAel ILL aerator Furl Os!                                      id                                                                              14                                                                                                              1,2 lb 1 2 21 lluuel Room HA 41.                                                                                                                                                                                                                                                  117 a 1 2 22 Vet Ins Al - lean                                                1 600                                                                    0    1840                                      1    1                                                                  29 217 lb 1 2 01 Litt tra al - Contanamated                                        136                                                                              215                                                          15                                  47 159        l 1.26 lb 1 224 Elet tru al - RCA                                                  'tau                                                                        ! 10 I                                                      6 779                                  440 624      21 014 46 I 2 25 Foe Protu non                                                                                                                                        91                                                                                                            2 US 46 I 1 21 no Pruitt tn41                                                                                                                                                                                              1 114                                    92 7511      2 5115 46 I 27 Fuel BultlIng HS' le luntioulak 4/                                                                                                                                                                                Id                                    2679          112 46 I 2 48 Fuel Hamlin.                                                                                                                                                                                                    61                                    1.1          111 46 I 2 29 Leak Fait Ta4                                                                                                                                                                                                  104                                      718        412 46 I 2 JO Potobla Nano                                                                                                                                                                                                                                                            19 46 I 11 11 oLzanun blumbd102 46 1 92 %drys ds Budibng HVAP hood ate.                                      14                                                                                                                                                                                111/18        111 46 I 2 11 SAleduaolb Building IIVAC                  dol/                                                                                                                                                                                                    45 972        1021 000160 TLG          vs, lin
 
f'ononnehe I'enk Nuelen, Power Ilan,                                                                                                                                                                                                                                                Document LI 1-1172-0/ I. Rev 0 Deruminaselon nag Cunt Anal..                                                                                                                                                                                                                                                            Appendh, I). Page  412 Table D-I Comanche Peak Nuclear Power Plant Unit 1 SAFSTOR Decommissioning Cost Estimate (Thousands of 2019 Dollars) 1.1.131                                            NRC      Spent Fuel      9.te      19 messed            Burial Volum,.            Itu, .1 I                    Utility sod 11.11vity                                                Itecon          Remota(  Pachaging  Transport  Proceinung  Ilmposal      Other      Total        Total      Idc Term    Management    Restoration      olume  ClAss 4  CIA,. 11  Clams C  11T3'C Processed          Coat        Contractor Ines:                            Acton.. Description                  CO4t                              CO.,        COMt,      Costa  1'ontingencs    Posts        Vogt.                    Costs        l'u Feet l'u Feet  Cu Feet Cu Feet  l'u Feet Wt . Lb,        Manhouls      :Sanborn 1/Imosal of Plan. Mo. m. ontenuoll IL I 2 14 Sores e Water                                                                                                                                                                                      11                                                                        I 21.0 lb I 11 herr. e Watt r IS C'A                                                  b./          74                                                          151      214          1116                                            i 172                                11121101          I 11.7 46 l 2 .10 0.. Fuel Pool Vooling 8. lir mop                                      116          lb                                  ib                        14      112          119                                                                                    11 021          2t17 4112 17 Tm lone ItuddIng          M towslatedt                                                                                                              0                                                  1 41, 1 i 18 Turbo... Budflon FIVM Sielnmilate911                                  2:                                                                                  21
* 25
* 72.2 101 2      v,n1, & 1/ron.                                                        16
* 2        le
* 111                                                                          1,13 46 1 2 10 Monis [9 ons 21M                                                      112        11                                  74                        MI      MN                                                              711                                4la II 1            117 44 I 1 11 WPUM irenumt (bolnaatalated/                                                                                          .                                                                                                                                                            91 lb 1 a 42 Wash Prwosong Liquid linsolalob                                      122          14                                                            17      114          246                                              102                                  It 022          1 NO ib 1 d II Wash Pam essiss lassod (unteroilalod/                                  58                                              1./                              126          126                                              201                                  111.2141        1 128 lb I 2 14 %Kok Paa455019 540                                                      A                                                                                                                                                11                                    8111              18
: 11. 12    To1                                                              1522          26'4      171                    10.0                    2 11.1. 1/ 011.      10 1.4                        ;111              1021117                              2 154 222        III 111 41, 1 3    fa affelaing m swim.      detonassmosing                                        IV          5                                              1115      911          924                                              101                                1'tloi          21 1171 annnabon of      llual2111p lb 1 4 1 Reactor                                                1 11 2:a      1.00        111        147                      .1e2                    111R    1 NI          1221                                            11 714                                70 1.42          It OM lb l ti, Safogo..4                                                  , l          46          15          11                      91,                    1111      101          4111                                            I 162                                61541            1627 0514        Total.                                                1 154a        b51        124        149                    1022                    1014      INI          1 224                                          16040                                  7411 189        .17 4.1.1 lb 1 5    PropareMilanal laolor Tannin mon l'Inn                                                                                        544              Ill      412          412                                                                                                                    4 0, lb lb      IleNtre NIS`            of its staaathm plot
: 11. 1      lltdstutol 1,10.141. Ulnas Nods                      1 IN        4141        1 I If      557                    5 190      545          171.4    14 144        16 111U                      1 214              Ils 151                              1 177 M127        101 1,11            1 016 l'onod lb Iddllinnal Coats lb 2 I    Imes., TOIM111.1.0, Rm. ev Plannint                                                                                  -      1 ON            104      1 121        1 125                                                                                                                        .140 lb 4 1    Undertmuell UbblIes Ims NANO                                        157                                                      781            712      1 1171        197.1                                                                                                  114111 lb 8 1    1/perdtional Tads and Equqmoo*t                                                  12        : 12                    125                      12      281          281                                            1 220                                147 020 lb 2 4    Nol 1.5.42                                                                      .
lb 8      5ubtot Knead alb Walton al Cods                                  2;57            12          12                    1/13  1 All          I 040      5 579        5 574                                            1 MN                                  1170110          11411            I    0 Proof lb Collabobal Cute 4b 1 1    Process do omanhodanins 444
* 491.e                                              14                                  12                      11          III                                                                                                9 0 it              22 111 12    hoer, do ononomonin. Amnia al flioh 9.41.                                      .                                    .                        *                                                                                                                                .
lb 1      4moll tool alio, an, e                                                                                                                          III      I 11.
161.1      Dereennuodemng E4,,usmen1 Ihmmattlee                                            111        -51                    571                      161      SOI          901                                            1A,                                  116 270              127 lb 1 5    Apt. Fuel Com. 4 Inol Fr melee                                                                                                7111            111      RID                        814 lb 3      %NINA Peoed Cell der d Cools                              111      112        141          76                    1P.1 1    7111            104    1 975        1 1/4          849                                1,                                110 021              172 Ponol lb Po nrablhperol. Cosh.
lb 1 I    Ilerensupplics                                          .141
* 211      1201          1 21.
14 1 2      lmanAnce                                                                                                                    I 266            127    I 4.11        1 141 lb I 1    Properl, twos                                                                                                                1119            85      40            414 lb I 4    116.41111 Morass Neylos                                          1 590                                                                      4,15    2471          2 171 th / 5    lb      ecnooment Nitta                                          4 1                                                        -              701      5 571        5 171 II. I h    lbsposal of I/ SW reel a OA                                                                  11                      100      -                41      216          211,                                          24111                                  111251                ea 41, I 7    Plant on.. gs hu.1491                                                                                                      1 19/            474      1671          11.71
: 41. I t    NW) e.                                                                                                                        919              45    11144        1 ell lb I 9    Loond tl,d,irnt.        smile Equipmrett5a5*9                                                                                221            114      1 117        1 017 4b I 10    141911 Operant.. Coels                                                                                                        114              17      112                          11 lb I 11                1.1.049urem*                                                                                                    I 710            216      I 006                        .
lb I 12    Set mite Staff 1,st                                                                                                        1502              In      IVA          I 1112          626                                                                                                    42 711 lb I 1 i    1101 staff Cost                                                                                                            17 021          1 551    14 574        I5 571                                                                                                                  207 571 170 1121 100 I      116104 Stall 1, 91                                                                                                        25 245          1 744    24 INS        22 DU          I 047 4b I        Suble1.111,iudib Pcsiedd/esesdent Coals                1E1      bt.52          60          21                            517111          4 115    72 1111      68 510        1 806                              1 941                                  Is 251                92      671 244 11, v      T.TiL PERIOD lb 11 .tif                              2 112. 11 IN        1 117        626                      177  174174        11 6411                  41 1121        I 651                            70 674                              14111,11          212 101        1.21615 PE11100 les nolo, holm o Lacanoo sononation Preand le 110.... nwassansmon018 Pena Is CollAletal Casts Je 1 I      Spent Fuel PaNlal and'. Nab,                                                                                                                  17                                  416
: 4. 1        Subield Penal le 41141esall ask                                                                                                                17        I Prood le PonodaDepeolla n1 Coal..
: 4.          loam ana o                                                                                                                    452                      717          717 4.12        It, rla lass*                                                                                                                114              11      .n          420 4.4 l      Health physi*9upp10.                                                101                                                                        2.1,    116 1.4 4      Dwposal of 119W sesereted                                                                                                                        ,                                                                    102                                  2179 le 1 5    Plant en., loldp.1 4a. 4                                                                                                                                                      i      2tt,          20.
le 4 7    12F141 1 1m4413.2 eo414                                                                                                        19                        68 gnash. lie.er                                                                                                              11101            270      2 I./71        722        1 152                                                                                                    17 749 4    Utility 25.41 rust                                                                                                          1 106            166      I 272        1 184                                                                                                                  15 414 000161 TLC Serer. re. In,
 
( umunrhe Peuk Ns, Ira, l'oerer Plant                                                                                                                                                                                                                                          Doi usu.&deg; 1,11-1771-)fl01. Hen 0 11c. oturnmvsonsne Cow( Anal....                                                                                                                                                                                                                                                      Append D, Pug. .1 of 22 Table D-1 Comanche Peak Nuclear Power Plant Unit 1 SAFSTOR Decommissioning Cost Esttmate (Thousands of 2019 Dollars) 011,14      1,1                                                NFU"      Spent Futl      Sac          Proceshed              litufal 501,00,              700 1.7                    MIA, and 1,61.7.12                                              I V,en    Itenunal  Packaging  Transport Procesring  Daspubal  Othcr        Totbl      Total      IA,. rem,    Management  Restoration      I alum,  Class?,  Ctn., 11    Clam;      (ITCC  Processed        CLaft      Contractor Index                                f    Cason lam.                                  Cost+    eo,,to      Costs    l'ostr    Contingent.,  l'oxtv                      Cos.        Costs          ('u Feet ('u Feet  Cu Feet    l'u teet  l'u Feet Wt ,L1r,      Manhouts      Manhouts 4,4        ',dotal Peotel        reral]lOpetelt nt                                                                      4    1 142                      1 AS          3 4111        1 SON                                100                                          17,                      416,
    -6] 0      TOT 11, 1'E/4101/ 4. COST                                                                                    4    1621            1,        1 IN1          5-111,                                              111.                                      2179                        41.1 1%1111111 41. let.ortao TOrM10*1100 rona di/nal nrrommeerenua 14 1 1    011190 tordloodon tone" a 12        Fa numate bona 41 1      Sub...11%122141 Artody Coots                                                                                            6 Po nal 4f1datIonal Cats 412 I      la. ...Tarantella. Sun ev                                                                                                                    1 247        4 2117                                                                                                      77 17.
II 2      Salinlal dutl 4f Arlddlouel Cals                                                                                                            1 217                                                                                                                      77 179 PI nod 41 Collateral C.V.
If 1 1    IN/C st df n ballad expense.                                                                                      1 lItR      Spent Fuel Capital and %anal.
                %Mold] l'eserd aeon arta Cal, 2, nod lf Po no6Dept ndent l'ats If 1 1    Insured, If I 2    hyped, taxa                                                                                                                                    111 rr&#xc7; l    He 1116 26.7u6 eupara                                                                                                                          660 it it      lbepos d            pert Ited                                                                                                                                                                                                                            17 714 II 5      Plant en, ley budgel                                                                                                                            117 vlLL      NBC F                                                                                                                197            ICI          47 If 4 7    1SFS1 Otorrung Vat.                                                                                                    11            6          17 11 1      Saud, Staff Cod                                                                                                  1111            104      1 129                                                                                                                                    12 910 114 2      1.1141' St.411 Vat                                                                                                1 01.2          6121      1 671              1                                                                                                                      16 622 114 10    Uldlts Staff Crot                                                                                          -      1 1911          660      51/17        I btlt          115                                                                                                      99 942 114        Subt.t.ahliud 41 Pt road/apt adult Cala                                                                    11  11 191          1 757    11 199                        1 111                                                                                              11      119 174 410        TOTAL 21011(111 If COST                                                                                    II  11. 716        1 105    111 179        111614          1 715                                117                                      6 7 II        77 PHI      111 Ss4 PER1011 4 151TALS                                              Ill    11 142    19 997      75                  11 Mg  110 9117        55,121  .112 1117      296 053        II %I          t97C
* 116 729        9511        116          RI 9911 610        172 417    1 711 107 22:111011              Itooteattien Freud %bums( Da onnmemenum A46.112.6 Demolition of Reisesnua Site %attn..
514 1 1 1 ReaL,                                                          1411                                                                            1916                                      1916                                                                              11617 514 1 1    01/0 Wan Yard Pam,                                              17                                                                              tlC                                        11,                                                                              16 15 1 1 1 17usel114111earte                                                410                                                                              172                                      172                                                                            1 210 Sb 1 I 1 Ohl Skein ttttt ea Madge Fa dity                                  541                                                                            632                                      622                                                                              1621 511 1 I 5 Mess od                                                        1 170                                                                          1 171                                    1 171                                                                            10 725 56 1 1 6 Svottbrar                                                                                                                                                                                                                                                                      790 56 1 1 7 %Aunt                                                            191                                                                            141                                                                                                                        7 210 56 1 III Tab,. Pedestal                                                    701                                                                                                                                                                                                        4 119 9011        Thial.                                                      e 919                                                                              17                                                                                                                    161 al Bar llama aa dm ibla        Orals SE land. ...ate                                                                                                                          tat                                                                                                                        I  12 56 1 1      Ful d wport to MU' SF          %Waal Penal 7b At to ily                                    7 161                                                              1                                                    11%1 Pet tal lb Additional 1,17
    % 1        Conon tr whin.
51r 2      subtotal Penal at Addition deeds hood 51, Cell Arra] Cos%
56 1 1      %tall tool allow me 55 I        Sp. ot Furl Capttal and 15 an.l.i ib I        Subtotal Pedal 56 Cell do rat 154.2.                                                                                              1 0
    %nod 5616 elot61/rpentb nt
: 11. I 1    Iva. mare                                                                                                                                      6%                                        656 lb 1 2      Proper, tare.                                                                                                                                  11110                                    MAO
: 51. 1 1    Ile us equ]paret lent .1                                                                                                                    21212                                      6 X9B
: 51. l 4    Plant ,no gy budget                                                                                                                60          161                                      161 56 4 9      21111.` ISFSI hes                                                                                                                  17        lel.
lb I b      1.4%1 Oper atv 1%46                                                                                                                16        125
* lb 1 7      0111Mtv StaReeet                                                                                                  (299            195                                                1 al                                                                                          27 SW 56 12      1101` Sled Com                                                                                                    2 all          141/      11211                                      11271                                                                                          110 LIII 56 1.1      Cobh Staff Vat                                                                                                      097          705      51161                                      1 654                                                                                          70 200 lb I        Subtotal Mood 50 15 notbDtpendest ree17                                                                        211 /72                    lu 112                        1  B      at 174                                                                                        1%7 MO 000162 71X1 Sem. es, Int
 
('omanche Peak Nu/ lam )32arer,                                                                                                                                                                                                                                          Document 1 II-MI-M.        Re., 0 Dressunuaraconme Csst Anolvats                                                                                                                                                                                                                                                Append. D, Pnie 10 of 22 Table 13-1 Comanche Peak Nuclear Power Plant Unit 1 SAFSTOR Decommissioning Cost Estimate (Thousands of 2019 Dollar.)
                                                                                                          /11,,te    LL 161                                            NI.'        Spent F set      Sor        l'ruLes4cd            Huss! Volum..          Ina tat /                  Utility mild Aslivity                                                    Dea.on Remo, al  Paastkng  Teinsport Proces,/ng  Diapor21  tither      Total          Total    Lis l'entt  llananement      Restore Don      %Own.. Chola .4  els. 15  Clasi  OTC('  Proc....A      l'iatt      ContrAvtop Index                                  At heti, Deno-it/non  Co.t                                    / osts    Costs    Co..;    Conlingencl      ore,      Cc..          Csait,        Cost,            u Feet Cu Meet  ('u Feet Du Frit u Feet  Ts, Lb,      Manhouni      Man/lout, ih 0          TOTAL PERIOD RI, COST                                                                                        21 180          1 210    10 422          241            I 770            12.3                                                                              22.. 360 Ii11101/              titor22, Operal1.1101,1h0, 1, of
* Se Dont On ammunannii delnines Paned & iillaterd than St I I        %peat Anal Cannel and Transfer                                                                                  1 135            203      1 5511                        1 5110 I        Subtend Pined 5. roll        d coats                                                                          1 155            SO1      1 512                        1 SSA olled '15 1,11.1.1.1rp. 2.1. al Nat.
h 41          Insuiante                                                                                                      1 151            115                                    1 &A.
: 5. ii        Ps open, lazes                                                                                                  1 54J            151      1.7                          11,97 1.4 1        Maw roe, is bodice St 4 4        N111' 11FSI Fres                                                                                                  111            44      4112                          1112 1t        DIFSI Op,. sue. OM,                                                                                              210              11      242                          212                                                                                                    *
: h. 15        bra Inas Staff Cut                                                                                              1 2011          h 11    4 1111                        4 SP,                                                                                                101 122 h 47          man S1411 Cos,                                                                                                1 0211            1114    2 111                        k 111                                                                                                21 0931 34l          Sublutal Pt Dad 51 Po ealeDesenulent Costs                                                                    1511S          1.221    10 MG                        11111116                                                                                                  1111 Ar 0        TOT th PRRlt          ti                                                                                      10410            1 181    12 /91                        12 124                                                                                                121 101 PERIOD Sd        Met' shipping Paned Sd Dun t Dnommintioni02  4113112,
    /bah at Stearn Rupnls System R. move]
S.1 t 1 1 %Tani & Internals 1711                                                    1 000                          10 077                    I 71.2    12 &Pi      IA 8 PI                                                                        21121    VII 271 Sd 1 1        Totals                                                                1,1102                          10 077                  1,752      111110.1    12 819                                                                          2,021    101 974 5d I        labial& l'enod id 11111,      l'osts                                1000                            10571                    1 7.      It 211      12 11 P1                                                                        J        1111 971 Penad Sd Perladdhirendt al Cost.
5d1 1        insures"                                                                                                            11                l      11
    ,dai          Pin, ty taxes                                                                                                        15                J      17
    )d41        NarlSlSl 2, t.                                                                                                                                  ,
Id 4 5        ISF11 t            Pasts                                                                                            2                        2 id h        Seraph, Staff Oust                                                                                                  12                                                                                                                                                        1017 hid 7        Utilatt Staff /1st                                                                                                                            23          21                                                                                                                    229 id 4        Solana d Period 341 Peno4 Depend, at Ns,.                                                                          91              11      127          101                                                                                                                  1 106 Sdo          ToTAL PERRID id CD1T                                                  1 000                          Is 0, 7      91        1 771      12 116      12 /140                                                                        11121    4111 974                        1 102 PERI01/ So ISFSI Decontamination Penal iv Dent llnenoneorming              Down Poled ApAddilion d Costs I      lAtensa TrrounationISF11                                    1210      172        171                                        1 1211      511IS          242                                                18 414                          1 291 1110            1.19        1141 5.* J        Saint al Perted le Additional Cuts                          200        172        171                                        Mt&        1042          242                                                IA 411                          11191 1211        9 129          1221 Po Ind 11. Ptanichllentazdent ((ents It 4 1      Insolent.
Se 1 2        Pnpert, gazes                                                                                                      267              1..;    211          111 ii "          11401 eat/ gi bud.&deg;                                                                                                  7                        A Se 1 4        Sesaanr Elaff Coal                                                                                                  h1              lb                      T1                                                                                                                  1710 5e I 5        l'ithh tilsIT 0.1                                                                                                  la 1            11.      171          174                                                                                                                  1 2111 5% 1          'subtotal Potod 1, P. Dud Iltilendrin tints                                                                        211            121        hidi        0132                                                                                                                  1590 St 0        TOTAL PERIOD            COST                                  :210      172        171                2 1511  21105          I 102        1121      2 902                                                IX 4.                            1 291 150          9 129 PER101/          -111(.11 Shia linatutation Pond St Intent Ileturanuasunung Attn..
Pent& 5f Additional Costs Nil 1        Drandaron and 1tte Restoration ISM                          222                                                  155            332      .11                                          .11                                                                    15 212 Sf            1ubtotal Penod If lachtlonal                              J                                                      151            332      4 211                                        1211                                                                    19 212 Pi nod Iff Chlhderal 7111          Sm tool            nu,                                                                                                                                                                    50 Sf t          bulnetal hind SICollaleral Costs                                                                                                                                                          92 Pena St    Pin iod Dept ndint Conn Sf 1        Pry's', t*ie.                                                                                                                        11      127                                          117 Af J                  equipment o      d                                                                                                        17      112                                          112 of 4 4      Planl eon it budget                                                                                                    1              ,                                                      4 5f 15        Set to, or Si    Cost                                                                                                IS                                                                                                                                                            112 slis        11210, Staff rust                                                                                                                                                                                                                                                                  7101 000163 77,G Sr11,114,
 
Comanche Prole Nut lion hove, Moo                                                                                                                                                                                                                                            Dot si,.si L I 1-1771-001. Rev II D,r0000b000nang Cool AilaIwor                                                                                                                                                                                                                                                    Append Lv IL Page II 421 Table D-1 Comanche Peak Nuclear Power Plant Unit 1 SAFSTOR Decomnussioning                  Cost Estimate (Thousands of 2019 Dollar.)
011-,4        1.1,1{W                                        SRC        5orn FuLI                                Ills    ohms,                Du, Lel I                  Utthly 44tivity                                                          Ileum      Rem,. al        TrAnsport    ProLeaseng    Ilmpueel    Other      Tot41          Total      Tenn    Manegement    Re.teratsln        Clabs    Cleo. 13  Claes C            Pro4toseal      Coat        Contswter Index                              Satwst, Descr,..110n            Cc.                                          omt.        Co..      Cuel,    Contingem,      Coet-,    Corte                    l'0.14      Eeet Cu Feet  Cu Feet  Cu Feet Cu Feet    Wt Lb4                      Manhouis 514        Sulnotel Peeled If Penod-Drylendent                                      115                                                    202            12                                              441                                                                                1,111 iiU        TOT (L. PEIt101.5(CONT                                                                                                                          411.1      I 6111                                    18                                                              1,S [16          1 101 PERIOD 5 TOT U.S                                                                  17 717  1 172        371                      12 511  14 782        10 170      76 407    ii 4118      17 ilti      40 111        Kul 1                      2 0E1      291 1St      1111/114        4118 110 TOTAL COSI' FO DECOMMISSION                                                7 110  72 .1  21 SO2      8 )1                      01 101  707 I IX      1.1110    11111/ 147  7111.7        Mag i.ii      47 ISO        1b5 611                        111.1 27 TN. Km        770 ilb      7 397 ISS
  'TOTAL COST TO DECOMMISSION WITH lb 54.. CON717lGENC1                                            SI 030 167  thou....3. of 2019 (holler.
ToTAL NRC LICENSE TERMINATION l'OST IS 69 2W. OR                                                  1711,074  thotsend. 2019 SPENT FUEL SI ANAOEMENT l OST IS 26 14,011                                                        11214.320  thoumand, el 2019 &#xbf;WI...
NON-NUCLEAR DEMOLITION COST IS 4 50'.11R                                                            347,160  thou....di ol 2919 duller.
TOT, LOW-LEVEL R kI)10A( TIVE O ASTE VOLUME BURIED (ES:CLUDIN(1  el                                166 118 rubs. Fe, TOTAL ',REP METAL REAR/RED                                                                            55,1111 To..
TOTH. CRAFT 1-111OR REQUIREMENTS                                                                    770 756 Man-hour, End Note.
0/, -..42411.* nua Oos minas                    Aa eloominnsinam.
    *
* nolo Atm that An Nunn pprfodnad In de. ommonaomag .1.11 U
* use13.01.. that di.. due    Iii ill an u 1 but is amosu.
to II commune - utdrairs Amu, dor 000164 T1,6 S        evi, lot
 
Cannant he Peal, NI11^14,0 Power lihsrd                                                                                                                                                                                                                        Dot umen1 1,11-1771-001. Rev 0 Derownwswonane ('owl Analyst                                                                                                                                                                                                                                        Anyenthe D. Page 12 1,1 21 Table D-2 Comanche Peak Nuclear Power Plant Unit 2 SAFSTOR Decommissioning Cost Estimate (Thouumadig of 2019 Della.)
Olf*Site    1.1.1011'                                  Nile      Spon Fuel      hat      Pro,,,,, d            Burial Volum,.            1, 1    /                Unlit, and Artwity                                                      !Item      Itemanal        Tritium&deg;. Prot...song  thaposal    Other    Teta!      Total    Lao Tenn    Management  Restoration  %alum,    eta.. U  Ciao.            C  CITCC  Freeeatted      Clan      Contratdur Index                                      wi  eo wn no,  Coot          Coot    Coot,                                                                                            Cost.      Cu heel  Cu Feet ( u Feet l'u Feet  Cu heel 1Vt          Manna.,      Manhouto FEE101/ t, -hhutdonn tin aunt Ttanoitturt th not l* 1/trot lhounsmannanang at 'nth,.
la I I      5AF.{11111 nits Au. to              *ana.                                                                                                            101 la I        Pirpai. pielmunarn de,annIsa4.4.4 cobt 1* 1 1        Nuliht ni,on of cessat no      499A19111IL la I 1      11/91save furl ...nor maten .1 Nat., Men of Yeoman, n De. ling De IAN III 0.1111        my 2. pines. waste Pa/ par, *nd ,telmut PhD 16,1,6 plant ilts go LA 19        Perron detaded rad ...II, 1* I 10      Eatunateln*ptedurt n11 Awns.
la I 11      End pretha dem nstion la I 12      Iletaded Itv*produtt Intent...a la III      Or., tn.., work            ace la 1 14      Perform sElt and EA la I 15      IS Afar. Sat 44.4.fie 46.41 bludv Ilsteslleslauss.
la I 16 1 1/resale plant Andra/461e. far 6211/4711/11 61 I 16 Plant 6441..
I 16 5      tat strut lutra aoll blatlthasa                                                                                  179 I . 1 16 4 CV rte loasaisment la 1 16 5 Fauhly            We dorm.,                                                                                            115 I 1 16 Tolal                                                                                                                      910 Inhaled Albs k haredwea I 1 17 1 Plant materna a 17 2 rrailvd......1*dorm.sat la I 17 1.1 I . 1 IS    rpm tire vacuum Amt. 4411/
I a 1 19      Ilrmithle-Aluisur son. out 4y.ter.
la 1 11      Ilraut 11. tlry la I 21      1/6.01e-energier rantammaled.stem.
la 1 22      Ileran/s/ mt. unlammsateds44090.
I. 1        .11.1 tl 164 lad I a At .02 rolls                                                                                    171 16464 la Cullaleral la 1 I        Sp.. Fuel Captal          Ti an.f.                                                                                          .6117  16 WI                    16 161 la            Sublalal Penod la eullater4111.6,                                                                                11 211      2,117  16 161                    16 161 Penet1-14,pestb n11.16
  , II          Inms666./.                                                                                                                      121  I 147        I 521 114 2        P.P., .4. 9                                                                                                                              17"          479 la I I        Health plono.pplara                                                                                                                      611          641 11      Ilea., I ointment Oitlal                                              b
* 6.
lal 5        Dopetal of DAM greet
* 1      11          14                                                                              12 140 1.te          Plant at .67 buds/1                                                                                              7 001          101  9 tltS      2 107 la 1 7        NH/ Fee,                                                                                                            571          51    l.to        62/
tall      &vergers Plasmas Arm                                                                                                421 la 9          spent ut I rad 04.21                                                                                                414                                            176 I. 1 10      IIFSI 0.1er mni Cos.                                                                                                  11
* la 4 II      Sri um, htaff cool                                                                                                  1191                          6 771 la 4 12      1.01. sun Cat                                                                                                    22,1612      4 29    it 117      SI 157                                                                                                          122 210 la I          1446141.1169iod l. 94 999Depeach sit 1.4.                            59                                      20 11 120      IL 260 19l41        As 19J                                                                                                          571010 In            TOT6LITRIOD 1, /9 ly'r                                                                                        20              161109 61 1111          9n,,      17 ltal                                                                1400                      No Nil PERIOD IL - .4.111.TOS LimIte.d DESION 1164,411444 Pruett 11, Dun I Dm ummiaaaame, Derantsmula.46 of lb I 1 I Rearlas                                                    I 122                                                                                      1 I II. 1 1 2 /Washan                                                      711                                                                                      1 0ff, lb 1 l 1 Rashaale Warrhowe                                            241 IL 1 I          ...id                                                  141                                                                                          All lb 1 1        Tulak                                                    217                                                                                      1 1.
lb I          Salo.] Pe mid lb ia twin, Van.                        k 917                                                                                        I I.
Penad lb 4111.044.11.4.
lbJ 1        %sal fuel pug welatiun                                                                                            11 217      l2li                9 119 lb            Subtet 4 Pt laud lb Rd,l,ttn.d C.t,                                                                              s 217      1                      119 000165 TLC Se II' 1,1 ea, In,
 
Constant lee Peale Nu, lea, Poorer Plant                                                                                                                                                                                                                                                          Dof anion" I    I 77,10/, Rai a Deranangsslon tag Covt Analgrui                                                                                                                                                                                                                                                                        elygendog D, Page Id of 22 Table D-2 Comanche Peak Nuclear Power Plant Unit 2 SAFSTOR Decommwsnoning Cost Estnmate (Thousands cd 2 019 Dollars)
LL101                                                  NI1C      Spent S114I      S,tn                          burol Volume.            Baud /                      Utility And Artioty                                                                      I/goin        Itununal PACkAging TrAnnport Praeusing  Diagonal  Olin,          Tutal          Total      1.15 Term      Management  Itiuniration lolurne Clio. a    Flnirs          C  OTC,'  Pr.,,,,, d        (M1,11      Citarator Index                                    ltivity Deurognal                                                                                  tn.      ( trilingual      C.O.          Cost.                        Coo,    Cu Fee  Cu butt    Cu 1, wet    Peet Cu Punt W,, l,bn      Abinhoui.
l'enurl lb                Cuyty lb 1 I      Di,. eying. nt                                                          1 Oa.                                                                            151      1 lilt lb 12        Priai 33 ileiiiiningenoning Atm' wain.                                    192                                                                                                                                                                                          ..011                  10 lb 13        Proxy... tIn iiinnuituoinut. Atom A1110,11 siutr lb 4        gnu. tool Allowance lb 1        Subtotal Coo. lb 1.421.41tri. Cwt..                                      I 417                                                                                                                                                                                          70 MO Panto. lb P und-Ilegroduat COM1l*
lb 4          Moo muipluy 164 2          mutant lb 4 1          mina On,                                                                                                                                                                            110 11 4 4        Iralth phvyn, Yulsaht
* 11 S        527              157 1111            e nr* tnp11,1411*41411414*1                                                                                                                                      117              157 4        14.4*0441      DASV pen airel                                                                                                                                                                                                                                          111511 103 7        I'Llot en., budge,                                                                                                                      500                          M171,
* 8        Fe Fee.                                                                                                                              Lt.!              to        106              111.
lb I 9      Ilmergen,y 19 auto. la                                                                                                                  105                10          Hs to Spa Pm I Pool O&M                                                                                                                                                        110 lb          1311b1 onitaling                                                                                                                        14 lb 4 12    Snout./ Stull 42,st                                                                                                                  1 ..)              220        I 110'fi        1 b119                                                                                                              17 197 lb 4 lt    1 , 01.5 SiAliVairt                                                                                                                  7,155            1 075                          11.                                                                                                            101 271 lb 1        SISSIII4 Pent. lb Panad-Drpendrat 44404                                                                                        10  111 174            10t2        l4bPfl          11                                                  2                                15 031                        1121.11 lb 0        TOT. PERI, II.1 lb COST                                                  3 1101                                              Ibl  111501            I 71.      20 472          29 221                                        ,fl llll                              1111 812        Id 010        112 5.
PERIOD lc Prep...am                  far ...PITO& Inarmanct Pcntal le Ilutt1          ninous.anng la  1 I    Pre,. 41.1.1411 eq...nl fur clan.,                                                                                                                                                                                                                                                          1 la  12      1..11contaanment prmurr east al Wes                                                                                                                                                                                                                                                            700 b  1 1    Intr.. aurant ntna            Satat Ins0                                                                                                                                                                                                                                                  17 507 la  1 1    Set on buddinc la  I1      Pn par. &                Mo. it pint                                                                                                                                    19 le 1        2.1.2        Paned le                                                                                                                                                I 181          1155                                                                                                  El 1,17 Penal l. l`alloleral easIs I. 1 I      Prost.. derannsnouoning 0, 1 llin1n                                                                                                                                                                                                1  105                                75 315                211 I I    4111111 tool Wu. me 1      Stiblanal                cams, Al Ibid.                                                                                                                                                                                                                                78 11.
SAngli le Pratt& Dep.& al 150.
It I 1      lams amp                                                                                                                                                              1175            879 It I 2      Prus.rl, 1                                                                                                                                                                              110 It I 1      H. al. yhtnt* suppltes                                                                                                                                                289              Olt It 1 4      Haat                    rnttal                                                                                                                                        117              117 lc 4 5      lluginAl        IlkW gettegalrd                                                                                                                                                                                                                                          1    9 II 4 L      Plant ell,        tsdts,                                                                                                                                              975              571 h I7        blItt'                                                                                                                                    97                lflfl      101, II 15      SW rgeno Planam. Fat
* 101                10        115 1,1 9        Stn. ISM Poll ll&111                                                                                                                    1111              l          119
: 1. 4 10      ISFSI t 000,052 l'oals 4 II    Seruartv Start( tat                                                                                                                    1 Nei                        I MN                                                                                                                                17, a7 14 4 12      Mint St la Pont                                                                                                                      7 18.            107,        5111,          115,1,                                                                                                            101 271 5 4        Subtutal Period          PencablOpradeel Costs                                                                                      10 171            1551      12 112          120R2                                                                                                              142 INA 1, 0        TOTAL PERI/ ill lc COST                                                                        114                            100  11,110            2014      11 281          14 412                                        I 4S7                                  SI 152          21 7.        143 117 11E121011 I TOTALS                                                                                  9      312                            111  1111.111          lqntt      112 972          5/M11,1        17                            4 118                                flntllnfl        11 1 712      1171 PERIOD 25 -SAPSTIllID.mancy                        lth & et Spent Fuel Stol Are Pew. 22 Ihr.01            amnsaainung t.lnnJln.
S. I 1      Quantal, lapin..
2A 1 2      SI inbannual vb.              slal sunny 22 3        Prepare 'morn 2, 1 4      Ihntivan., rEci
: 2. 5        Alaintenancr lit t        subtotal Pt nod 2a Aa unity Pas.                                                                                                        NS                          2 110 Prnad 22    talthlaan al Cala ta 2 I      Landfill 2a 2        buont 2A 2        SubtoLil no. 2A 4111111100,111,41.
Puna.      Onlater ,1 Coyly 2A 1 2      ',ant nal                          tnafee                                                                                                              10 020      71.                            76 210 000166
'PLC Sryla. re, lea
 
Canaan, ler Peale Nue hew Power Plant                                                                                                                                                                                                                                      tanarrel LI LII71-00l, Het, 0 l)proneenessumang Coal Analvses                                                                                                                                                                                                                                              Appenth: l), Page I I 0111 Table D-2 Comanche Peak Nuclear Power Plant Unit 2 SAFSTOR Decommissioning Cost Estimate 1Thotmands of 2019 Dollars) 011,(to    LLIM                                              1911C      ',pent Fuel      Site          ems,                    VOILMlei          11. 231 /                UttlIty and autLvity                                                      Doton Remm    Parkagmg  Transport Pr...awn. Disposal  Other        Total      Total      las Fenn      slanagement    Restoration  ultimo  Class A  Class 11  Class C  (IT( C Processed      Ctuft      Contractor Indus                              Activet, Destnption        Cost                                          Cabs.      E O.%    Contingent,    t ma.        Cost.          Costs                  CI.1 1,I*1 Cu Feet  Cu Feat    Pu Feat Cu Feat Vat Lb,                    Monhum ellatte al Cm, uenunted/
no        121,                      9511 2a 1          Sulautal Parma Ia            Costa                                                                            >5 855            :git    Slo    I        `I 50            812 P.m& 2a P. ioddlapendrail t 2a I 1      Immante                                                                                                                            218                    1 222 24 4        Praprril ta3.32                                                                                                                                511        I 7.12 2a 4 1      Health 22,os oupplim                                                                                                              2013    I 22          I 022 2,44        lhapo*        DAW pmel ded 2a 1 5      PIM{ net gy                                                                                                                        110                    11111 41,11.                                                                                                                                          71        820            820 2a 4 7      Eintrger, Planning Flea                                                                                                            00        021
: 2. 88        0,311 Fa. I Puol O&M                                                                                            1.54              212      I 902
* 1 402 2a 4 9      11F01 I                                                                                                            218              11      210
* 210 2.1 10      lks arils st.dr                                                                                                21 512          1 112    27,082          2,181          17 WI                                                                                              2112,787
    .1a I II    l'0.11D Staff rtut                                                                                              21.02            1 1.1    27 470          1 121          21 051                                                                                              VA 111 214          %St.. Poluld am ttablIrpondenl Pooh                                      lei                              11  51, 241        8 188    1,5 507        21711            41 727                              911/                                111 214                    211 102 21 0        'MT./ PERIODS Coll'                                                      21                              n  140. 2          21 I2H  159107          11 714        120 5811                            9211                                I    94                    912 4/12 Pc k101/ S        YMNT11/11/unitaitry IDS lb 2 Spent Fuel M.Ao, Petted 22 1/0 t I/0 caumnalomn, Artnntion 26 1 1      IS 3213 th le.pnttou ib14        &nu. Innu tl environmental 'Intro 22 1 1      Pg. gat. report>
    ,fbil        lilluminou, rear replatement                                                                                    12,7121                                12 2 1 1113 I 5      %Iamb nom, "uppltm                                                                                              7 049                                    .8 1 S I          Subtotal 12 nod 213 tn..,                                                                                      21 737            Soll Paned& Collaltml (9831, 1lb 11.      Suet Futl Capital and 11m.fer                                                                                    2 771                    II 210                        11 240 2b 1 2      Semeran                                                                                                                                    2 102 22 1          Subtotal 12 tiod
* Falderal I'mi,                                                                                    72                  1,46                          11 240 Pnlid        Peno&1223rnoint Fied*
2134 1        Imulatur                                                                                                -      27 185                  92 821                1 42      Proper. tau,                                                                                            -      111,2011        I MI    ill 029        20 025 4i      Healt), rheum 2upplim                                                                                                          1 020      5 101          1 101 2b 4 4        lkapusal ef PAW penal.'                                                                                                            54                                                                    4 t09                                91 101 2b 4 5        Plaint        buk. I                                                                                            2 110          l 170    11/ 500      10 500 2bIo          NHL` Per.                                                                                                        7 WO              724    11711          2714 213 1 7      ISFSI /persim. Cwt.                                                                                      -          179            174    4.9l                            891 Sesurat StAITtlual                                                                                      .      75 111        11,170    82 104        121 1            57 111                                                                                            I 9291314 19      Milan Stall l'end                                                                                      .0,        112            220    7132lb        42 2211          27 212                                                                                              917 454 2b 1          %Sot& Pftiod 2, 12 nod-Dependant Fo212                      4 121                                      157  2112 591        29 457  210 214        151 119          87 "PI                              705                                '14 102                  2'147 1011
: 21. 0        TOTAL FE11101/        (919T                                  4 121                                      157  212 127          PS 422  1012 226      lit 170              .0                            4 709                                94 loi            31        917 108 111, 11101/    TOTILS                                                    1149                                      192  172 211          852211  IV DI          217221          212 112                                                                  113 427                    1049 5'10 PER101) la - a...sato Si& bollovang SAPSTOR Dormant 12 nod l. Ilmt t Detenumamomass 138111m 1,11        hrpme prehnun        lin              abl la I 2      kr, lev.      d,,a,,,e.
la I 1      Perfalm detalled rad ...Int Ja 1 I        KmItunclue, de.ermlian 1415        lh tad., IDv-urodurl narman la I b        Define in*ene nod, ud12,..
la I 7      Perferm SEP aml laln          Prep ...Auburn 1/rfuel4 Tedium Smilbutions la I 9      Pelham 21tempeliht Font %ludo la I 12    l'D paiohubnat hra312141.1 Viul Alma& int nt Plan amb*11,1 92.112 1.3 I II i Itmuln ate plaid & tenpin., tanhtim da I 11 2 Plant "1,149118 la 1 II 1 12.33 MI internal.
la I 11 I Ft 33 let D.32e1 la 1 11 1 Blebs al 810.1.1 Sa I 11      Steam generators Sa I 11      12 infeudd la 1 II 8 Mars Tull.'"
SA 1 11 9 Slam l'emlensen Sa I II 10 1'1 m stem Witt Inonnin
    .11 I 11 11 12 halt roumgantont ia 1 11 12 Faulity & oitealunnaut 000167 TLC Sere e) em, Iree
 
Conauorhe 1)rak Nut lea) Power Plant                                                                                                                                                                                                                            oarnenl L11-177,0111. Rer, 0 Drrommasssontn, Coxt Annly1.1)                                                                                                                                                                                                                                    Append>> I), 1)0g* 15 0121 Table D-2 Comanche Peak Nuclear Power Plant Unit 2 SAFSTOR Decommissioning Cost Estimate (Thonsonds of 2019 Dollarol 010-5i1t    LL.11,                                      NRC          Spent Fucl                                          llurtol Volume.            tlo,,ol l                Unnty And tclevity                                            De,on Nemo, al Packnotng Transport Procestnni  1topoaa1  Other      Total      Total    Lo, Tenn      Itlanagotincnt  Hatttoratton    olunty  Clam 4  CIA. 11    Claus. C  (1TCC  Processed      et,        Contractor I ndox                              At.. )t, Des,        Coat      enc.      Coat,    Cost,      Coat,    Coots    Continnenct    Coot.      Coota                            flan,    ( u Foot l'u Feet  Cu Fort Cu Feet      Cu Feat tett 1.64    Manhottam    Manhout 2 221            IA 1    2 426        2 112                              111 Plannm t 8 Sam Pr. parnamo a 1 12    Pra pass- abontantliou omphme                                                                                          21      1111          IM 1.* I 11    Plant pa ep & temp .sre..                                                                                            110      1910          I 9111 l* I II    11.-mAn an, clean up m.ltna                                                                                            00        91          92
: 1. 1 11    flancuag/Mona mat Statile-MAMA.                                                                                        160    2 760        2 Tell IA 1 lb    Iceman, casks/looms & a ontausero                                                                                      11        111          81
: f. 1        SOW al Proud a ninny nem.                                                                                          I        II 761      II In                                  5 P. atoll 1.. Adohtsonol Cool, 1.2 1      Site Ohara human.,                                                                                                    7110. 1019            OM                                                                                                    11,1112 ta          bantotal Penult IA addatIonAl emto                                                                                              014        I DM                                                                                                    11,012 Pentad 1, Collatcral fa 1 1      Spent bawl Capital And Tlansfer                                                                        117 11t        SUR. d Miami II Coll          d Costs                                                                  117 Prnod da Peeled-Dom mind Cm..
1.4 1      10. am                                                                                                                          FOS Pl..        ,,,,,                                                                                                                LP,              4 fa l t      ll.sltl, ph, VI * ,uppbecc.                                                                                                      512 SA I I      Ilemy menacing amt.d                                                                                                            bin          6211 I5    Ilispos al of 1/411 nanerand                                                                                                      25                                                              121                                        11 113    PI tilt rot try Inlekol                                                                                001          101      4t005        2 101 1.1 7      1411C Tem                                                                                              254                                    240 la 1 8      1,1, 51 tam rating rbsto                                                                                                          61 M I9        %morn, %tali l'ood                                                                                    1 694,          471      1 MO            679            I 272                                                                                                11 680 SA 4 10      Otabli Staff Vast                                                                                  11471          2 0. 15 491      II 9110              511                                                                                                194 660 La 4        Subtotal Knoll IA Penod-Orprndo el                              10                              lb 16 475          tqsu    In 178      211 511            1 846                                421                                                      16    212 MU la 0        T(71.-11.1141414111 1 a COST                                    10                              lb  11 1112                17 197      1'illfl            2 244                                121                                      If      Itlt')      1101004 PERIOD db Dotomm,,,,, lung Propmatuana Patna, lb Dwelt In. ons11.040116 1/.9,11.41%1'mb Procedure%
1 1 1 Plant Bamb00%                                                                                            272 lb I 1 2 Sa o tor anternAls lb I 1 1 Rem mans Mukha..
16 1 1 4 tit              cat a....9IMM lb 1 1 5 1 .811 boom,. 811'1 tuba%
lb I 1 b Int t ninth untentatton 16117 Itt oil), I ta ttri fh 1 1 8 Fat tralo lb 1 1 9 Mamdr sharldb lb 1 1 10 lbolonc al shield
: 11. I 1 II      am gent Iamb Lb I 1 12 16 anforced comma-16 1 I 13 Maan Tudame 16 1 1 11 Maan Monderaers 16 1 1 15 cluxalmn 16 1 1 16 ten. buablun 16 I I      Tot d 0, 1        Sublotal Pamod lb blenly Penod 16 thdlalerol Costa 16 I I      Ihron emnpmaaal                                                                                                                I 1.11      I IVO 110(' scoff relmAlaun.1,n.r.                                                                                                    MN        2 OM) tbtl        Pape Lamm, rpmsnmat                                                                                                            1 lin        itPl Spent Furl Capital and Twofer                                                                                                    197                            lt17 lb I        Subtotal P, aocl 4,11M r al rwu                                                                                                1616        1.1                1,17 Pa nod 116 Penod-Dtprodent OM%
lb 1 1      Dm= mpplos                                                                                                                          5 ibii        human..
lb I 1      hope', am%
lb 4 4      Heal. pbv.0
* tupelo.
lb 1 5      Hetet emonment nt al lb 1 6      Onposal of 111M p no rated                                                                                                                                                                        261                                          X 16 1 7      Plmt man ta budget 16 /I        SDP Fem.
16 1 9      ISF81 I cm ratan. art, 21, 4 10    Senator, Mali Med                                                                                                                                              027                                                                                                  21 541 lb 1 II      111/1` Steil elmt                                                                                                                                                                                                                                                  12 056 lb 1 12      Md. NtAll l'end                                                                                                                                                                                                                                                    UX 172 (It 4      Subtotal Paned 10, Permal-Dopmdent Cosh                                                                                                                                                                                                                          162 069 000165 UR) .Seraut es, 104
 
Do4 anent L I I-I 771-001, Rev II l'untant he Peale Nucl.,,, Porn, Plant Deeen....nntg Cosi Aeane,,                                                                                                                                                                                                                                                                                    Append u      I4tge IC of 22 Table D-2 Comanche Peak Nuclear Power Plant Unit 2 SAFSTOR Decommissioning Cost Estimate (rhousanala 0/. 2019 13.11....)
1.1111-luta    LlatiN1                                              NRC      Spent Ft.. l                l'ioaesaell              Burial Volum.,              limbal                          Utility and Renunal    Paakegang    Traneport  Peoaeiamg      Mapeaal        Other      Total        Total      Le+ Tenn    Mtn. gement  Reef/ration                t lase 1    CIA.. lb  Claw/ C    GTCC  Proaeaaed            Chat(      Contraator Nativity Index                                ActiNity Degaription Coat                                                    ( ott        e0.4          Coe,    Confine.,"      Cott,        Coot,                      Cunt+        (  Feet  l'u Rust    1u Feet  (`u eat    Cu Feet      , Lim        Manboms        Manboul e 1 0-62      1695                                                              11. 516        2 589    22 1,1        20 b51,        1 107                                    21,1                                        225                        179 1161, fb        TOTRL 1.111111311 3b 11112      3 667                                                      41    17 510        5 CUM    55776          151017          3 15L          147                        lN                                    11 IMO          MI+.          4,53, 11,11101/ a 151T SI, PER101/ 4aa Large Component Remo, al Centel la Dem Dreommematieg kauettut Ruth. ar Meant .8148,t,t.t,.lt,i.ti.tii                                                                                                                                                                                                                                                        5114 J. 1 1 I ReAttor Coolant 1.001.11                                      17          BB            11        17                          ISA                        71        lbn          11+1                                              1 275                                                      2 101 I0            II          8                          M17                      21,        itS          111                                                  181                                      10 511              601
* l,lii      Pieseune t Reim I 1. 4.11.
III'        59            71        208                        1 207                      11,4      I 91'1      1,939                                                7,311                                  7'taa.l            J 571                80 I I .1 Reactor Cotlatl Numb ir Wk.
la 1 1 I    lbe*eaniect                                                              iii        171                                      171                      207      1 1111        I 1111                                              1415                                    1/15 253            I 116            750
    ,      I                                                              .          1 717          115        11015                      9 511                    1,721    15 1118        15 1,118                                              11004                                  I 517 500            1110.7            1 500 Nleatn 11.11.1 22        174          253            12                          106                      161        4711          475                                                4 553                                  175 1/21            5 Ili la 1 1 b  111DR1s11,1../Sa mar Sans lure Remus 19      1 511      10 III          421                        1111.1        117        7 1140    27 110        27 lib                                                  VII                                    1151111          21 790            1 150 la 1 I I    Read.            lelans Rawl. %marl                                                        la 1.01      1 Mal          412                      2 1011        117          416    17 517        17 557                                                15 bit                                  970 1171          21 7911          1 150
: 1. 1 111                                                                                                                                                                                                                                                                              6 312 172            71 OM            1 601 Ja 1 1      Tulalu                                                  100      11150        11757        2 9110                    17 111          011      III 443    111 001        IA 1101                                              1.9 650      501      101, Remand 0f111.2e liqmpmenl 4, 12        ItImmTtninnek4 n. rater                                                            `1711                                    111*11                  1          /I 111        11 121                                              15 711                                  505 564                414 I 117          081                      1,71)                                II IO2        11,1121                                              52 OM                                  1 ..42 111          II 011 4a 1 i      Man Conderbera C idang finis frum nem Bualclang I/emu/alarm                                                                                                                                                                                                                                                                5 519 4 a 14 1                                                                          405                                                                                          GUS 125                                                                                                                        2011 4.lii      Atoshan 4+ 1 I 1 bat sia ad                                                                                                                                                              77 107                                                                                          111          151                                                                                                            11157
    /a 1 1 1.1.1                                                                                                                                                                                                                                                                                                1E201 li il      15.1.16                                                            1%2                                                                                          I 131          I 451 Ihapea..1uf llllll %stems 4 .1 5 I Atm&          Feedstle. (maul ale&                                                    171          59                          740                      11      1 913        1 912                                                b 755                                  112 570            14 112 1        111                                                                                                                            1.71.
44 1 5 J &nullity Stemn                                                                                                                                                                                                                                                                                        797 4.* 1 5 t 1191,01 Re, t ,la Onaulab dl                                                                                                      11                        1          1.5                                                              11S                                      11 751 BY          el                        174                      IN          528          9B11                                              1 420                                  2IB 10.1            5 107 la I 5 J 11010.            ltinnuul .ledl 42 1 5      Ilea on Thermal Vegetal... (Insulated.                                                11                                      10                        1        115                                                                155                                    11 AI            I ail 194            1        .12                      ' 114                                    .11,1        11,1                                              1 3.15                                    7S lib            5 014 la 151 ROI 011 Thelma, Regene, Alm laumbulatetll la 1 5 7 Carbon Denude (las                                                          1
* 20 170            21                                      87                      1          104          11.4                                                77.1                                    51/ 511.1        1,15 11 15 N Chanel. ;1 N ohm, Cone.4 latitulated1 401            97        .15                          lli                                I 241        1 145                                                1 771                                  142 320            11.1 4 a 1 C.t Chen., al & Volume Cumal buuntul meat
                                                                                                    .                                                                                15                                                                                                                          111 44 1 10 Chew, Feed
: 4. lSlt Ch, wail Feed
* RC,                                                                                                                                                        13                                                                                                          471            253 139 4a 1 5 12 Chill, d Wale( - Safe!,
LI 15 13  chtn,d IVit,t,.sam, Res                                                                                                                                            2119                                                              171                                      RI 051          2 212 l,i S l4  Chlorin.                                                                                                                                                              11                                      li la 1 5 17 Cut ul oast Ra.ee                                                      121                                                                                          265                                      11.9                                                                              10 419 0,1 I. 1 5 16 la 1 5 17 Compote nt Coshes Wata.
Competent Caolang                *Ill`.1                            1045 25 02        RIO                        1 :113                      RI        I 184 154 1 184 151 17 71U.                                1 116 105            21, 115 175 la 1 s IS Condon-ale laabutatedl                                                114 la 1 3 19 Conderualt funny-elated,                                              111                                                                                          129                                      115                                                                                1 541 101                                                                                          119                                      119                                                                                  137 la 1 5 90 Contlentele Polehns 1.1                                                                                          72                                      72                                                                                  017 la I 5 21 Combo., l'at nun& Store Rm NUM.,
55                                                                                                                                    61                                                                                1 806 4.1 15 24 Ex. non Meant 219                                                                                          252                                      252                                                                                7 084 I 5 23 Fet'uleater la 1 5 34 Feed.          RCA                                                      511            7                                                                          Alb                                                              1 SU                                      75 671          1 502 la 1 5 45 Gent,. 4            am 15 in t1ento ator        Csolmt                                                                                                                                                                                                                                                                            1.47 la 1 S117 tienelater 1111.11, Wain                                                                                                                                                                                                                                                                        1 741 la 1 5 25 aletu Alta Seal                                                                                                                                                                                                                                                                                      218 14 la 1 5 29 livaltes.n (Le Ja 1 5 10 Main Steam 11* heat & Means Vanua                                                                                                                                      12                                                                                                                        1 1)6
: 1. is 11 Main Su an. lb heat &            ma Ilunae. RIM                        115                        57                              9                    311      1 515          I 123                                                11.11                                          .11        11151/
Ja I 5 12 Maui              Lsheog                                                                                                                                                                                        SU                                                                                I 181
    *la 1 5 11 Masu Turban, Ott PunfSe alum                                                                                                                              11          .17 Ja I 5 .14                                                                                                                                                                                                                                                                                                        15 oP Cat Ja 1 5 15 atM 200                                                                                                                                                                                                                                                                                                12
: a. I 5.0, 1,, tauleni &mph.,                                                                                                                                                                                                                        15                                        911            222 la 1 5 17 Pro* eta 0anualtnilumiebulatedl                                                                                                  15                                    10          il                                                177                                      II 230              211 la 1 5 15        tol CO-014/1(                                                    102            15                                                                47        /25          23,                                                  111                                      14 556              511 IS II Rev-noir b1 Mut N .09                                                    87                                                                                11        100                                      1110                                                                                  7513 Ja 1 5 it, ReaerNou Return 15.14e                                                  04                                                                                10          71                                                                                                                        1 095 4a I 5 11 806ertou Ma la, e Tower                                                                                                                                                  11                                                                                                                            108 la 1 5 12 Retulual Heat Rt moval                                                  204          115          5.1                        011                      215      1 250        I 2511                                              3811                                    175 217            'I 701
    .1a 1 5 It S+1, 10 ltlt , tmt (111,l11-11171)                                      112            16          15                          101                        71                      3.                                                I 405                                      5159'7          2 751 4, I 5 /4 Safety lnya non (muntulated)                                            139          170            75                        856                        311      I 711i        I 704                                                                                        171 598            5 119 4a 1 5 IS kleomdart mt Samplut.                                                    Utt                                                                                                                                                                                                                      1 04u 4 .1 5 10 51. mu 11.80 Nur Blusahme & (lama.,                                      111
* 111                                                                                                            *              .1 4+ 1 5 17 TurlurieEleattalmbaM1,11,00.4.451/                                                    *
* 81/1 000169 77.6 Ilene, es Ion
 
('onaurtehe Pesi. Nu, leas Power                                                                                                                                                                                                                                Doe sown,' L11-1 7714111, Rev 11 Drromonsattontng Cost Anes17,14                                                                                                                                                                                                                                      Append...4D. I'LL. 17 of 21 Table D-2 Comanche Peak Nuclear Power Plant Unit 2 SAFSTOR Decommissioning Cost Estimate (Thunman& of 2019 Dollars)
I.LIIW                                    5111      Sptnt Fucl                                          ml Volumes            BLIL Jul I                    IIIIIIty And Activity                                                  Decon      ol  PaLkseing  Tran,101    ProAGGini  Disponntl  Otlici Tots!      Total    Lib Tern,  NI...gement Resk,ration  VuIunt. Class        Claus li        C  GT( (' Prnbeu.d          Clad(      Contractor Index                                  AatnitA Degcr,Gon  Cost                                                                                                              Coot.      l'u Feet l'u Feel      Cu Fuel    Cu Feet Cs Feut Wt              blanliouG,      Pdanhoui.
s Plant SA stems 0 &deg;Man u.,/
1,      TurLme E1G nob, dr CM', (umnsulited,
    .1.* 1 5 1,1  TulInne Oland Stt an, 1/1.nnx
    .14 15 50    Tutlime Ilea.] 19 anis Ja 1 5 51    TmLine Plant CoolIng (Insulated)
Ja 1 6 52    TuiLine Plant I 'oullni liminstdated) la 1 5 5.1                        -      I (insulated,
: 4. 1 5 51    TmInnes 0111111 . LOT 1 loninsidateth la 1 53        en, !lulled V.      r - Non S dm, 4a 1 5.      %int, einued Wan r
* Nun Safe.. 11C.1                                              52                  562                                                                                1088 42 1 5 57    Wi stinghouse          im Instruments 14 1 5        Totals                                                                                                6887                                                              2                6 Maeda.. in sussuilnfiletammnsuimne                                                                        2.6                                                                                1 117 Subtotal Penal di 5i1611F HMIS                                                4611                  PI 059                                                            2                210752          5i 1 Pilled It Collatnal 4a 1 I        Paine. dm imunmstniun. water **rdi                                                                                                                                                              /111 44 1 1        Small tool Allowance la 1 I        Spent Fuel Cap62,1 andllansfir 4, 1          Subtotal l'eilad la Colleiterd Cud, Period la Frnad*Depeodi al NH, 4.1 1 1      Ilesun stuiphis                                                                                                                                    9 la          Insuranie la 1 I      Proper, 1.1,11, 4a 1 1        Ilralth tilivurs supplant.                            2 1 M1 la IF        SWAY 1.111,Mrld                                        10 4, l fl      Lhspoe of OW ginnaiml                                                                                                                                                                              5                                11111,91 Ia I 7      Plant enei it budget                                                                                                      401 I    S    Nil,' Fees la 19      14,11.1 ad, aar Pi otesaung Equipmenteerrues                                                                                112 la 4 10      121911 Om !sting Neb.                                                                                                        12 I I 11      RemodG1                                                                                                                    171 14    Setanitv          In/                                                                                                    .160
: 1. 1J      1/0C Marl ibLt In 4 11      1.966, NIA Cubt                                                                                                          i ,12 1k 4        Sublut d 14 nal 41Forualallilientlent Costs            1452          1115                              171  1          11/111                                                                                                    101694 la 0        TOTH FE111013 Ja COST                                11661        17 7117      I b112                        if 117    31 in,  178 445      172 Mb
* 17211210            141 152          F.'s 777 PERIM/ 411-            Dmontammatnin Ois is 1    onnneaucinuts St Wines Iliapedil of PI Int Ssstesis 16 I I 1 Ainallars Iluildmg II% 1C (Insulated)                                                                                                                                                                                                      111170 AL 1 12 Ausillari lioildang 111 Sr liminsidated1                                                                                                                                                                                                    40 511 45 1 I S Batt 00, L Misc l'nannitolled Sit                Se 41, 1 1 4    Compressed Air lo,lt br ansulatedl                                                                                                                                                                                                                          ii AL 1 I 5      Commas...Alt hist es nom, Au
* 11l, 1                                                                                                                                                                                                  7 9 it          1 172 lb 1 10                      411.- In*trunitnt 111*11c514                                                                                                                                                                                          14216            2977 46 1 17      Compressed Air ...Go, bi                                                                                                                                                                                                                                  6116 4fl1l5        Compriusid ibit
* 9eisaii br
* RCS                                                                                                                                                                                                    17    1          1281 16 I I 9      Compreowd Akr Lnsu 41(munsulaimll                                                                                                                                                                                                                      1467
    .1 I lo Cniumnment Ilati hos                                            IS                                                                                                                                                                          6 019              169 16 1 l 11 Containment 116164ti n Pinue UCH'                              51)                                            61                                                                                  1711                                  17 161            1 112
    .1 1 12 Containment Sprry                                              171                                        1 161                            2        uiio                                      I  118                                  811 111          10 46 1 I II l'ontamment entilatmn 115 All luninsull                        27                                                                                                                                                                        11 MC              711 46 1 I 14 Cnntanunent Sent ilabnn IIN 4Cl,25ulatrall                  1111                                          b11                      1    I      1  1                                                                              119 197              711 461 I 13 Cunt] lt.om HT 11'
* 1 16 1 I 16 IL rnmemlueel LI1CS lake, Wales                              120
* ab 1 I 17 Dernmeralized                b Nlakeup Watr.
* kVA          1111                                                                                                                                2 251                                  116 116                  1 As I I 18 Diesel Gen 6. AuxillArn, hnsulated)
AL I 1 19 Diesel Gen te 46 1 120 Iht,,A14,neraml Fail Oil binumulated1              74                                                                                                                                                                                                  s 12 46 1 1 21 Diesel Iiiiiim111*11.                                                                                                                                                                                                                                          117 Ab 1 1 12 EIG la al
* Clean                                        1 AM                                                                    7                                            21
* M16 765 46 I I 21 FAGG,'            l'enl inn, .1.1                            271                                            2                    11    61111                                                    2071                                  111.4              6612 Ili 1 I 21 016 Incal
* Contimmard F1113                                                                                                  .      116                                                        412                                  26 116            1 501 16 1 1 21 Ele. tneal
* NC%                                          2 4 16                                                            1,175                                                            111 ill                                1 175971            59,111 lb 1 1 20 Eleatneal
* HCAF1111                                        lqn                                                              111    I 227                                                      1879                                  216 112          10 271 1 1 27 Fur Protection                                            47                                                                71      515                                                                                                              1.16 Ab 1 1 28 Dre PI,1,v Win
* 21'6                                        777                                                                11                    12                                        6 891                                  .111645          111 .171 16 I I 29 Fuel Budding IIL 4C(insulateill                                21                                                                                                                                  218                                    15 765                t
: 11) I I 10 Fuel Building                umumul                          26                                              12                                                                                  2.10                                  16 141              546 16 1 1 11 hiel Handling                                                    5                                              7                                                                                                                          1841                I 11 000170 TLG Ser1,14 rs, Iwo
 
Coneeenche Peak Nude,,, Peewee Clued                                                                                                                                                                                                                                                                      Duo gemen) 1,)1-1771-1101, Rep 0 Dee onamus wrung Coed Analysts                                                                                                                                                                                                                                                                                  Append 4.ell, Page 12 0(22 Table D-2 Comanche Peak Nuclear Power Plant Unit 2 SAFSTOR Decommissioning Cost Estimate (Thousands of 2019 Dollars) llIfetilte      LLB.                                                      NBC        Spent Fuel      Slte        ...eased              Burial Vellums            1.1.1 /                        Utility And 1clev,44,                                                        Demo,      Itemo+al    Packaging    Transport    Pi5, , e ee ing  Dr pu71      1 / tlle r    1;i tl a l        To ta!              n  Management  Hestora lion    &deg;lune:    Class k    Clash 11  Clash C        Prim-eased          Ciatt      Contractor Index                                              Ilugaription                                                      l ,, . l .    . .,      , t tln    etn , n f e nt,      1 . s ,.                  Cost+        Coat+        Cu Feet  l'u t'erl    Cu Feat  Cu beet Cu Fret  Wt , Lb+        Manhou,
* Nlanbouts of Plant Sr stem. (c ontmu.11 lb 1 1 42 Le            ite Teri                                                                                                                                                            11                                                                                                1 202              110 41 1 1 5 Mpu HAM                      neauldad)
* 1.1 46 1 1 44 Mt., Plant II\ Al' ninnuallaled/                                                                                                                                                  41
* ii                                                                          hil 46 1 1        1141. Arnett,. Eturpaami                                                276                                                                                                  20                                                          .75                                    4;79              137 16 I I R. Off,. &                  1 WU                                                                                                                                                                                                                                                                            B4 40 1 1 17 Pot &It nt.                                                                                                                                                                        71                                                                                                                11002 46 1 1 111 P.m.,, Plant IIV be Immlaledl                                              17            11                                        62                              MI        135        155                                                570                                  16 1110        1019 46 1 I (9 l'urn ar PI Ant 111              (uninnulated)                              86          25                                        14,                                          120                                                        1 114                                  81 J21          2111 46 1 1 10                  Aelon.onng                                                            .                                                                              1          4                                                                                                                    102 lb 1 I 11 tial, ru. dr 141.11Ing HVAI. Moulalon                                                                  2                            19                                          17                                                          171                                  1101,1 41, 11 1, at ,11.114, nu,14,02 HVAC lunaluaditon                                                                                                14                              22        118        112                                              105                                  45 970          1 010 41, 1 1 41 ,ervu Wrter                                                                                                                                                                                                                                                                                          1 0,12 lb II 14 'wry,.                  - PI A                                                            105          5,2                        504                            211        I            1 141                                            5 ;70                                  120 51.I          5 IMO lb 1 1 11 Sewage Preatun nt                                                          28                                                                                                    25                                    25                                                                            672 11r 1 I 16 Spent Fut 1 Pool l'aolan & Cleanup                                                                                                                                Pi:      2 112        llilt                                              2                                    52 , 120          19 WM j 1 17 Tlul.ne 11t1chrs. 119 AC (mulatto:0                                                                                                                                                                                                                                                                    .12 40 1 1 19 Turbot, 11u4&n1lIN AC lumnallatodl                                                                                                                                                10                                                                                                                  010 lb 1 I 1. UP: 111 1('
* 1
* A& 1 1 50 Vent, & 1,1n,                                                                                                                                                                                                              10
* I 1P12 413 I 110 Van t* & Diarn.
* Itt`k                                                    112                                                                                    171        502            02                        .                  2 11B                                117 11.          10 215 11, 1 I 52    11 woo Man agentara nmulattoll                                          12                                                                                                    11 lb 1 I 51    Pearl, Man trement mmnooltaal,                                        127
* i'l        117                                    1 Vi                                                                        11111 lb 1141      Vt on Ploressing li is lunansulat.,0                                    81                                                    1110                                          1114      4116                                            1 658                                1,14 141          4i9fi 46 1 1 55      W.te Pruressmg Lrapnd Onrulated,                                      24,0            11                                      140                            14111        541        504
* 1 075                                      11119        6 155 46 I 1        Wroe Pr. trzsure 1 upnd lumnaulatol,                                  141        101                                        801                            2/ 1      1 195        1 193                                            4 50/                                287 152            OPl7 lb 1 1 57    1,1,te Prot            sell/                                                                                                                                      ,                                                                        142                                  27 8711            511 44 1 I BB      Wahl TI, lament nroulaten                                              50                                                                                                                                          111                                                                        L780 46 1 1 15      Man Tualmont                        on                                1117
* 811        676                                      676                                                                        11 716 lb 1 1      Tut d*                                                              II 407        1 ,121        /110                      0 071                            5,1151    211411      21 ;51                        1 2.                82 ,02                                5 1111 755        107 210 lb 1          St offuldIng    aupporl of do ommutuonsni                          1 121            11          11                          157                            175      11151        11100                                            I 117                                  51 5011        41 UPI 11**Manmanon 01.1. InultImm lb I il          *Ma                                                    1023        1            111          117                          1014                            915      Jul            211                                          11 119                                  7112141          111.
lb I 1 2 Atathaiv                                                        670                                  62                          450                              316      1.5          1.1                                              6 770                                  1111,111        22,770 lb 1 44 Rale*. Warehome                                                  221                                                                  17                          114          371        174                                              285                                        112        b 181 lb I 4 '14.2u4n1                                                          111                      15          12                                                          101          JUI        101                                            I 212                                  61511            4 627 11,1 4      Thal.                                                      2101                    17'1        211                        1 561                            1 6114      6 161        6 561                                            21016                                1 146 UPI          76 1114 Prapandaubma                  Tormanslute Plan                                                                                            217                  15        /70        270                                                                                                                      1 791 lh l 9        Income 18114' approva of tenninanun pl an flublatal Pt nod 46 A, may                                2        111,111      2111        I 060                      10 791          211              7 1119    Si 143      14'Y.                                            107 177                                6 542 961          110 218            1751 Perad 46      541thno,611 ( *la 46 2 1        Luna, Terminalma Mama naming
* 1 015                          1 135        I 125
* 4,2111 16                    round lInblie
* rat mama                                    2 15:                                                                  701                          1 07 I      1571                                                                                                      11 618 al 1        Om...Mond Tusk awl Euumment                                                            IN                                      185
* 111          281                                            5 .1041                              117 0110                0 lb Z4 2.1      14nt Med 10 2          Sublatall'eliod lb111116,6411.1+                                    o 157            12                                        INS      I /101            11190      5 575          1,1                                            3,1181/                              147;100          11 bill          6 ;111 nod 40 Callateml Ctn.
lb 1          Pratea4 decomnnommIllsoatoltom                                                                    It.                            11                              ii          60          60                                              11N                                    7071 46 il          l'em      tletommuunam2 hoeut al Ilmh waale 46 I 1        9mall tool allow., e                                                  its                                                                                      45        AA 46 1 1        98801 Fuel Ilamtal and 11m*fer                                                                                                            111                  94        715                        710 46 1          Subintal      lud 41, 1.11alar414.1,                                                                                                      .1                140          048          120          710                                  ;IN                                    71178 lb Palma Dependant eft.
lb I I      Ilat on *uppla*                                            1 771                                                                                                111      2416        olih 46 4 2        Insttrant                                                                                                                                I 071                107      1 1111      1 1111 46 4 1        PI um], tate,.                                                                                                                              711                  72        791          791 46 4 1        Herlth                                                              4981,                                                                                    716        I 742          714 46 4 1        11..tov equipnu al lent,                                              91.1                                                                                    1,11      1 030      4 555 11, 1 h                  of D      fl,ltifltllll                                                              10                          lfl                              611        409        4119                                            51172                                1114 49              181 46 4 7        Plan, t telt, loon.                                                                                                                      2 706                406        1 112      31l2 4b41          NM' Feet                                                                                                                                    510                  11        562          962 46 4          LiquP1      iabr INti  Plamung Eqmprou elPlerut t                                                                                          710                114          462 46 I 11      101,SI flparalute Cana                                                                                                                        92                15          111                      lli 15 4 11      10emet101,6 nous Burnt..                                                                                                                1 118                117      114,7        1 667 lb 4 12      Kraut itv Stall Coat                                                                                                                      1 034                1111      1511        1 222          2 289                                                                                                      78 621 lb 4 11      1.111(. 1taff l'rot                                                                                                                  21611                .1 212    .11,1111,    211156                                                                                                                    210 111 44 4 14      l'ulat Staff l'mt                                                                                                                    31 260                4 UPI      16 050      11651          1204                                                                                                      1155t, 464          %Mold                lb 1,1 ltaldhpsedrol Veal,            1;71      0417          111            10                          1115  61/11                11 411      81 511        701112          )656                                1 672                                1111PI              ilfi        775 001 41, 0        'TOTAL PERIOD lb COST                                      1129    11 120        21170        1 151                      II In      65 11511            15 611    117 1185      118 651          1 115        4 216              11.1 125                              6/104111          44101,,        711001 000171 TLC Serum es, 10.
 
Comanche Peak Nuclear Ihmer ('lan)                                                                                                                                                                                                                Doe ,,,,,eta LH-1771411k Rep 11 perommomonms l'oe1 Analynx                                                                                                                                                                                                                            Appends., l). Page 114 11 Table D-2 Comanche Peak Nuclear Power Plant Unit 2 SAFSTOR Decommissioning Cost Estimate (Thousand. of 2019 Dollars) 02,2,      1.1,22                                    NRC      Spent Fucl        Sqc      iicesscd            Buriul                                                Utility and Activity                                              Reminal    Packaging  Thumper) Prucemiug  Inuposcl  Other    Total      Total    luc Term    11.ina gement  Restothlion %Atm. Claus 5    Clans 11 flats C  OTCC  Prinumed          I          ether...tor Ind.,                              Ictivatt                                                                                                                          Cu.,      Cu Feet  Cu I] eet  Cu Fiqt  Cu I eel  INet Wt Lim        M-thhouth      Inardiem.
PERIOD 4d- Continuing Sae Decunt.unination Peram1 42 Dm. t DeDucuriassimung Id 1 1        Kt mare *eat 1Z/dealt.                                                                                                                                                              11112                              191,216 1122md of 11.1 tt.tc ,
Id 12      Tut 1kt ant man mon at 60. limblier4 Id 1 I I Put I                                              644                                                                              2 544                                                                              Zbl .76 Id 1 1      TWA,                                                                                                                              25o9                                                                                MI 176              17 12 1 1      'a              ommalarananannos                261                                                                                                                                                                    1    1            9 ld 1          hubtatel Pmad      &Intl, Pabla                                                                                      3151        3 ,151                                          7 1115                            471001              15 Po nod 4d Coll atrial rusts 4d 1 1      11m44.1e1.2.22aams watt r a abb                                                                                                                                                                                            214 1d 4 l        bmall tut/ Aliso.*
Id 4 1      Deremnisiodoning Equipment 1/1.2.0.6                                                                                                                                                                                  ilb                  117 Id 1 5      *at FM I Cupnal sad Traa.11 r                                                                                                                      21 Id .1        Yablinid Pm mil ld Voltam id emlb        5                                                                                                                                                                            HI 121                164 Pt nod 4d Parladdltpandtn1 eabl.
214 1            on susphes                        141 1441        hum-nut 12 41        ?input, mar Iledhli phyues td 4 5      Ileam equipme                                    'Ufa ld 4 6      1.pbtal of PAW star, dad                                                                                                                                                                1                              II 125                Tk 44 4 7      Plant rule, budD1 Id 4        /SRC 1,14 9      19F51      mint( r.irila 4,1 4 10    'mum. StAft                                                                                                                                                                                                                                              21 9 21 Id 4 11      1101. 111,11 Val                                                                                                                                                                                                                                        11 2811 ld 4 12      nil. Staff Cost                                                                                                                                                                                                                                        101 145 Id 1        Madinat Mined. Period Dependent Vinto                                                                                                              1 15                            1 21                                11 225                        1711,167 id          Torii. PERIOD la row'                                                                                                                              1 if.                          11 14                              211744            1/1 271      1711 187 PERIOD 42-1dcans* Tarnmnation remal lf 112.11.amma,mmg trhatlIss 401 1        URINE Dinfinnutum . 1111.0 4111        Telluanalr harm, 41 1        821212,11 Penad If &Mitt eatlt,                                                                                                      201 nud af siddiltunAl Culla 112 1        La      Tfrennuman 9%24.4                                                                        5 517              7 718      7 718 11 2        lublal al Pt,. It Addillanal `ebb.                                                                5 MO                7 718      7 718                                                                                                111921 Pemad lf luilalessl Pad.
4f 1 I      110t. btsd rt la* Alum es, na,                                                                      811/
1f14        Spant Fuel rspalal mod nmsfas                                                                                                                          1 II 1        Sub. d rms. /It Callalt, 11 Cum                                                                      0711                                              1 Ponood    Ptalud.Dependen1 Pula 11      label me                                                                                                                154 11 1 2      Psa,f) tam                                                                                                              122        t 12 If 1 t      lh 21111 pima. ,ppllt*                                                                                                  215        911 11 1 I      1..pobal of 1/511 ,,,,,, rd                                                                                              44                                                                                              6 7 11 II 1 5      Pl.. anti's) bud,                                                                                                        147 It 1 6      NHL' Fres                                                                                            246                270 41 I 7      ll.KSI Ore/2122 ,161,                                                                                41                  47 If A        ,        'al.111,1                                                                                1 272        192    1 1121        511                                                                                                                12 1110 II I 9      IMP ...fre.t                                                                                      4 062        4121  1 671      I 671                                                                                                                46 622 11 1 10      MOM 81221,1                                                                                .      I 1411      .0    5 057      I 602            115                                                                                                14 912 41 1        bub1.21 Paned AI Paned-Dependent Costa                                                        /1  111/77      1 801  11 148      12 127          I 460                                                                  6,711                        119 171 11 0        TOTAL Pk111,111 If COST                                                                      11  P12411      1 942  21 gig      14 117          1 762                              117                                67,1          111515        144 541 PERIOD      4 TOT 51,                              501    57 1117      20 101                        13851  152 112    62 111  191210      115 117            1155        056            1121 120                          24 910 210          927002      1 741 714 000172 T1,(1 berra er, /no
 
Comanche Peale Nue Ism Iherm Plant                                                                                                                                                                                                                        (he lenient 11-1772-00I, Rim 0 Deramnnemonang Cmt                                                                                                                                                                                                                                            Appends,,        P 0., 20 of 22 Table D-2 Comanche Peak Nuclear Potver Plant Unit 2 SAFSTOR Decommissioning Cost Estimate (Thousands of 2019 Dollars) oti-s.t.                                                  NtIl      Spent Fuel                  Pro,,,, ed          Burial Munkcs            Bus nal /                    1.101ily and halevaly                                                            Ca4kagnag Transport Procenang    1/neosil Other      Tafel      Total      lac Tenn    Management    Restorason        alums  Cls. k  CI.. it  Clan. ('  CITCC  Processed        el aft      Contractor Index                            At las it, Mani a Mien                                  Costs              l'osix  Contingent.,  l'usts      CoNts                        u4t.        t u Feet  Cu Feel Cs Feet  Cs Feat  Cs Feet Ws , Lb4      Mantuan        Manilas.
l'22101/ 52- San Renal anan 1 ,..6156 Dun i //nunineniumng Oa mama Dimoliltan of hemming MS. 2041Mism lb 1 1 I    Ileac.                                                  1                                                              "15    isi&                                                                                                              II 617 Mt 1 1 2 Adnumshanne                                                                                                                                                                                                                                            1 210 Mr 1        AUIAlarl                                                                                                                            1                                  2911                                                                      III 102 52 1 1 1    Chlorm Itton (CM Mt ali1                                                                                                                                                    In                                                                        107 52 1 1 5    luonmmos (sx, Inlakt 1 MI 1 1 6    Cut Mate, Intake                                  779                                                                                                                    MA                                                                      6lii.
514 I 1 7    Cm Mato Y.s Mem,.                                    17                                                                                                                    20                                                                        16 lb I 1
* lancl (lent Am                                      MU                                                                                                                      172                                                                    1 2 ni 52 1 19 Flet titn age llsM222                                  1*111                                                                          702                                      7011                                                                    1621 51] 1 1 10 Mamtename                                                                                                                  21      171                                      175                                                                    2 1111 l I l Mee.. en SupponCli & Malts hal Slating ih 1 I 12 Miscellaneous 92e Minims.
lb 1 I 14 P2 Fen lag \
FU:1 883 10 970 Ii1    1 UM Ilu                                      11U 7 115 1,11Y.1
                                                                                                                                                                                                                                                                  'III MI5 52M B*igi l* &RP.                                                                                                                                        I UM 42 1 I 14 11P Builchng                                            111                                                                          15                                      55 ib 1 1 li Rads .e.te Walsbuun                                  175                                                                            iiii                                    201                                                                      1 171 lb 1  I 16  Sal/nand                                        1 279                                                                  192    I 171                                    I 171                                                                    10 Mt 52 1 1 17 Serve e Water inloia Snug line                        116                                                                          MI                                        th I                                                                  2 170 lb 1 1 18 Staler Renina                                        100                                                                            125                                      125                                                                    2 UM lb 1 I In Solo hie..                                                                                                                              96                                                                                                                705 51a I I Al Swilk      In, 1611 Hums                                lb                                                                            18                                      IS                                                                      290 lb I 1 21 Tank, & Tunis la                                      392                                                                                                                    621                                                                    7 276 52 I 1 22 TInbale                                                45s                                                                            5j1                                      sgl                                                                    7 2411 56 I 1 21 Tanbme Pedratal                                            1                                                                        209                                      609                                                                    4 159 5b 1 1 24 Pliel                                                  745                                                                            MO                                      IN                                                                    .17 /77 56 1 I      TWA..                                            =210                                                                          25 541                                  25,541                                                                  212 911 Sue Closesul MInstini lb 1 2      Rai      2114                                    1415                                                                  112                                                                                                                        6 1311 iltit        4666 & I 2616a ap<< late                            3.10                                                                                                                                                                                            1 WM lb 1 4        Final nuail loNR1
* 1111 5h 1        Stible24129iod lb ha          Vons              26 172                                                                                        1111                                                                                            210 Y14
  ?renal. halalinunal am, lb 2 I        ruiseele Ca asking                              1 071                                                                        I :ills                                                                                                            7 271 slang Wale. Cuff, clarn                      265                                                                          115                                      -515                                                                    1941
                *Isnscs Ntster Cofferdam                            450                                                                            5111                                    512                                                                      4211 itst,iiUfl, Ilebna Ilnpoas1                                                                            I 110                  4,210 7*25        hIst Chad hublalal Paned 56,41211.ml Cant,                  2 329                                                I 110                                                            62111                                                                    151211 Urinal. Collates 2 Cuala 5b 1 1      Small tool allow ince                                                                                                                                                      127 56 1 i      Hp ill FYI I Caudal and Temalig MI s        thiblot l'a tual IL Callum.] Cm&
Pena 52 PensibUspeniket (lean 54 1 1      Inamanse                                                                                                                          616 2    reapic MI 1 I      Iles. esumment rent al                              TIN sla 1 1      PI Int enn m budget Ma 1        NIIC 1ST% Fe.                                                                                                            17      DM 52 1 &      1212,1 Operatm2 Cana                                                                                                      lb      125 1h17        hn urns M.AtTl`o*I                                                                                        212          .9      1901                        2,4111      1    I                                                                                  27 WO lb 1 2      Dtie MAL that                                                                                          `1801          l 170    11 MI                                    11 271                                                                                    110211/
5b 19        Ulan, Matte.                                                                                          S097            766    6 abl                      1207        1 651                                                                                    70000 524          .126221 Paned      Periad*Depemles1 rheas                                                          20.5                        21.1                      4 027      16 All                                                                                    267,11110 ih 0        TOTAL l'8111o1/ 54 rovr                          11    1                                            24 MU          /11111  62225                        1 827      21 291                                                                  265 617          262 422 PERIOD i, - Fuel Mumma MInash2neiMaa Pinny Unsaid Se Usen        ammovsonsit6 As 6,21_',
Paned St rellani al Conn St I 1      Spent Fuel Capital anal Ti andel                                                                      I 115            illt    1 Mg h l          Subtotal Ihno415a Callateral Cala                                                                      1 595                    1 1111 Penal 5e Prno&Ilepenala n1 VIM.
Se 1 1        12412 ante                                                                                            I 111            I 15 St 4 2        Proper, Mara                                                                                          1 SIS            151 Plant eneam NRe141.21 Fees                                                                                            411            li MRSI Operausg Cam 000173 MG Sen. es. /111
 
Cumum l,p Peak Nude&deg;, Prover Ilan/                                                                                                                                                                                                                                                Dm moral L1,177,001, Rev Decommission me I'm( Analysts                                                                                                                                                                                                                                                          Append"D, Page L of 11 Table D-2 Comanche Peak Nuclear Power Plant Unit 2 SAFSTOR Decommissioning Cost Estimate (Thousand. of 201 9 Donor.>
017,51,    l,LOST                                            NRC        Spun, Fuel                                  Burml \ elation.            Muni /                    Utility 003 Activity                                                        Omen        Remmal    Packaging  Transport Processing  Disposal    Other      Total          Total    14, Tenn    Menegentent  Restoratton %ohm.,  Class 4  CU.. 13  CIA,. C  (LTC('  Prouessed                  Centrautor Index                                  Mtn.      Dmenption                                                              Coe,      1 osts    Contingent'      Cost.        eels                    Coat,    Cu Feet l'u Feet  Cu Feet  Cu Feet Cu Feet    Wt ,1.64      SIAM-mum    MAnhenis Period St 1,mod In pendent Costs rc eminent/
5, 4 6        ,rvr      ,taff t`ost                                                                                                    1 209                      1 259                        219 St 4 7                  51.411 ensl                                                                                                        1139            4        111                        ti1 Si 4          bilblnl al Pt nal II Plryilarl.nelnYldrIlt 1111,1.
* ii1S                                                10606 5e 0          TOT 11. PERU ill le 110,1                                                                                          . 10 910          1 424    11 LIS PERK/11 id -GTCC shipping Issued 53 Dun t Ilettoonsivouoing 1"..rdo kl 1 51,00 siiPP11 lhetuni Removal 54 I 1 I 15504 & In1.111415 lire, 110,541                                                    I OM                                07                                itsiq        lean                                                                      3061      101 971 54 I. I      TulA15                                                                        1,1100                          10 077                              12 1135      121101                                                                    31/61    101 571 id 1          Ruble/WI P.004 ,1 11110 eme.                                                  1IMO                            10 077                    1 71,2    12 801        12,1115                                                                    2 Ubl    1111 971 Pelted 5d Po ned.Dependent emir 9d41          Insurer..,
9d41          Plo0.551 142,5 id 4 .1      N111'1'411 rim ISMS1 1,146        ...moo ',Leff Carl                                                                                                                                                                                                                                                                      1 217 9d 4 I        Pull, ',Allot Sel 4        Subtotal rensd          Penni-Dep. mient Coals                                                                                                                                                                                                                                        1 5d 0          TOTAL PER101) 54 VONT                                                          000                              111077                                                                                                                                  401 971 se-16FS1 IF*sontaniinalinn 1*111011 Se Dowel Decommitatuniung trlAttlin PrilOd '.1ddifiettal emu
    'd L 1        Lr.ense Termination 15105l                                                                                                I 172                          it      5 942                                      IN 414                                IBM 120            1211        1 All Sobtulal Pot,ul 71 kddiliontl                                                                                    3192      1 172                                    5,242                                      111 411                              1 851 140                        1 241 Period5. Pr] ard*Dependeni le I 1        lama...2e 5.Ld          Proper11 tases 5e I 1        1.100 enrrp budget Serially Maitre...5                                                                                                                                                                                                                                                                    1 710 1 't    110105 5,41 earl                                                                                                                                                                                                                                                                      12111
: 5. 1          Subtotal Pened 5e 1,4.1 Ilepi ink little,                                                                                                                                                                                                                                                S911 la 0          T1/TAL PICRIt ill 5e 15151.                                                                                      2 1511  LOOS                                      it                                          1.14                                  1 M11 1110        9 429        1211 P1221/71/ 51 -151.54I              /letruation Pt nog 921/111,1 1.1 nmetiamiumn.9.Ttt iilt lind 51 kddilional 512 1          th mulition and %le Reotoralien P4F51                                                                                                                                                          1,11                                                                    15 116 522            501.0.1.4 Pellud if roldinceal                                                                                                                                                                  1411                                                                    15 216 Nord 511'ullelend if I          Int ill toul dlud owe 5f I          51410.141Pintid carieeri not, Prised 5f Pt siot1.10 pi nth Ill 1,0 5f 4 A        Polo Mt Lod.
9123          PI int 4 814.10 budie 524 4          'ty.lmLlt Steil eu..1 524 I          1.5110,          15.5, 51 4          Sublet d Pt tied 11 I'M lad 11..0.0450 Cos,                                                                                                                                                                                                                                            1 III 110          TTITIL PP ORM 51005T                                                  1 370                                                                  121      1S1S                                    4 513                                                                  35 216        I 191 PER1011 0 751TOIJ.                                                                111,171    1 172                            11515    111 092        11974    101618        19 ISO        17257        671110
* IS 111                      2 Mal  2291151          110 290      107 277 NTT,. DICt50.45055ino:                                    11 W12  11/1/ 579    22117        b                    bl 937  7031016        111200    11167 ST1      722 i96              2      76 171                        501              2 01,1 27 5110121      1 PH 199    7 3911141 000174
'PI    9civr, re. Mt
 
Comanche Peak NY( lea, Power Plant                                                                                                                                                                                                                      Document L114772401. Rea a Itecommusgon mg Coat Amami..                                                                                                                                                                                                                                Append. 0. Pate 22 412 Table D-2 Comanche Peak Nuclear Power Plant Unit 2 SAFSTOR Decommissioning Cost Estimate (Thousands of 2019 Dollars)
Off-811e      1.1.10%                          N RC  Spent Fad    Sao      lb o4o4ed          Ifunal Voluntef            Bufoli              Utility and Actnity                                                            Decon  Remota.] Packaging Transport      Pro4esong      INaposal  Other  Total  Total Lo Tenn Manarement Restoration  9, plume  Clas, A Ciao R    Ciao, ('  GTCC  Ifroveoed    Coat      entootor Index                            Acfnaly lhoro fption              (`ost                      Co9tr          Coot,        CU.,    Coots Connneeno Curb,    oar              Cods      ett Faet l'u Feet C9 Feel  Cu Fret  Cu Feet  Mt Lbr    MAnhouts  Mayhew-,
TOTAL COST TO DECOMM19SION wITfl I?                    CONTINGENCI                              SI 067,529  thousand. of 2019 dollars TOTAL NR C LICENSE TERNIINATION ( OST IS 67 67% OR                                              $722.196    notion,    of 2019 dolloa SPENT FUEL 91 ANAGEMENT COST IS CS 10'. OR                                                      S2611,762  thou.and. of 2019 dollat.
NON-NUCLEAR DEMOLITION COST lb 7 IV. flit                                                          S76,171  <bounty& of 2019 dollars TOTAL LOIN-LEVEL R Ullo ACTIN E 01 MtTE VOLUME BURIED (KW LUDING MVO                                410 ,6  ( ulna, Fecl T),TAL GREATER THAN CLASS C RADWA.STE VOLUME GENERATED                                                2,061 Cubit: Feet n'T.      SCR kP MET RI, REMOVED                                                                      04 us  Tone TOTAL CRAFT LABOR REQUIREMENTS                                                                    1 394 199 Man-houo End Nol, nht
* Sub 2tra that 1hn At notv nut tharat a.. Jet onnotosonsg nu.
at, that No o toe) perlanned by do 0111111SOIOnor. St&
0 an& Mr., that dos          less than 0 5 but ts non*oos S. olli.toonieg * ' iritssuesteistaiiii 000175
 
Comanche Peak Nuclear Power Plant              Document L11-1774-001, Rev. 0 Decommissioning Cost Analysis 0                    Appendix E, Page 1 of 2 APPENDIX E DETAILED COST ANALYSIS ISFSI TLG Services, Inc.                                                    000176
 
Comanche Peale Nuclear Power Plant                                                                                                                                                        Document LI 1-1774-001, Rev. 0 Decommissioning Cost Analysis                                                                                                                                                                  Appendix E, Page 2 of 2 Table E Comanche Peak Nuclear Power Plant ISFSI Decommissioning Cost Estimate (thousands of 2019 dollars)
Burial                  Oversight LLRW Removal      Packaging      Transport                    Other        Total        Volume        Craft        and Disposal Costs        Costs          Costs                      Costs        Costs        Class A    Manhours      Contractor Costs (cubic feet)              Manhours Activity Description Decommissioning Contractor Planning (characterization, specs and procedures)                -              -              -              -          466          466          -            -        1,288 Decontamination (activated disposition)                          399            343            743        4,916          -        6,402        36,828        4, 149 License Termination (radiological surveys)                                                      -              -        2, 024      2,024            -        14,709          :
Subtotal                                                          399            343            743          4,916      2,489        8,891        36,828      18,858        1,288 Supporting Costs NRC and NRC Contractor Fees and Costs                            -              -              -              -          455          455            -          -        1, 153 Insurance                                                        -              -              -              -          108          108          -            -            -
Property taxes                                                    -              -              -              -          533          533          -            -            -
Plant energy budget                                              -              -              -              -            13          13          -            -            -
Security Staff Cost                                              -              -              -              -          126          126          -            -        3,419 Utility Staff Cost                                                -              -              -              -          286        286            -                      3,761 Subtotal                                                          -              -              -            -        1,521        1,521          -            -        8,333 Total (w/o contingency)                                          399            343            743          4,916      4,011      10,413        36,828      18,858        9,621 Total (w/25% contingency)                                        499            429            929          6,146      5,013      13,016          -            -            -
The application of contingency (25%) is consistent with the evaluation criteria referenced by the NRC in NUREG-1757 ("Consolidated Decommissioning Guidance, 000177 TLG Services. Inc.
 
Attachment B 000178
 
Document L11-1774-002, Rev. 0 FINANCIAL ESCALATION ANALYSIS for the COMANCHE PEAK NUCLEAR POWER PLANT prepctred for Comanche Peak Power Company LLC prepared by TLG Services, Inc.
Bridgewater, Connecticut May 2020 000179
 
Comanche Peak Nuclear Power Plant                    Document L11-1774-002, Rev. 0 Financial Escalation Analysis                                        Page 2 of 37 APPROVALS i
Project Manager                      Rodericd:-&igh"0            1V-17/712-42 te Technical Manager                    ancis W. Sey or              Da TLG Services, Inc.                                                          000180
 
Comanche Peak Nuclear Power Plant                      Document L11-1774-002, Rev. 0 Financial Escalation Analysis                                          Page 3 of 37 REVISION LOG No.          Date        Item Revised          Reason for Revision 0        05-11-2020                  Original Issue TLG Services, Inc.                                                            000181
 
Comanche Peak Nuclear Power Plant                        Document L11-1774-002, Rev. 0 Financial Escalation Analysis                                            Page 4 of 37 TABLE OF CONTENTS SECTION                                                                      PAGE INTRODUCTION                                                                        5 TABLES
: 1. Escalation Summary                                                            7 Schedule of Annual Expenditures (nominal dollars)
: 2. DECON Alternative, Unit 1                                                      8
: 3. DECON Alternative, Unit 2                                                    11
: 4. DECON Alternative, Unit 1  Contingency Adjusted                              14
: 5. DECON Alternative, Unit 2  Contingency Adjusted                              17
: 6. Escalation Bases                                                            20
: 7. Component Escalation Summary                                                21 Schedule of Annual Expenditures (escalated dollars)
: 8. Schedule of Total Annual Expenditures, Unit 1                                22 8A. Schedule of License Termination Expenditures, Unit 1                25 8B. Schedule of Spent Fuel Management Expenditures, Unit 1              26 8C. Schedule of Site Restoration Expenditures, Unit 1                    29
: 9. Schedule of Total Annual Expenditures, Unit 2                                30 9A. Schedule of License Termination Expenditures, Unit 2                33 9B. Schedule of Spent Fuel Management Expenditures, Unit 2              34 9C. Schedule of Site Restoration Expenditures, Unit 2                    37 TLG Services, Inc.                                                              000182
 
Comanche Peak Nuclear Power Plant                              Document L11-1774-002, Rev. 0 Financial Escalation Analysis                                                    Page 5 of 37 INTRODUCTION This report presents the results of an escalation of the costs to decommission the Comanche Peak Nuclear Power Plant (Comanche Peak) to the projected year of expenditure. Financial schedules are provided for the base case, in which the nuclear units are expected to operate for 40 years. The baseline estimates (in 2019 dollars)[1] were adjusted for the required contingency ceiling and escalated using IHS forecast information. A twenty-five year moving average was used for future years beyond the current forecast horizon of the IHS database. A single value effective escalation rate (composite value) is also identified for each of the nuclear units. The results are summarized in Table 1.
Order of Operations The process to escalate the decommissioning estimates was conducted in the following sequence:
* Source information was extracted from the latest decommissioning cost analyses (reproduced in Tables 2 and 3).
* The cost schedules were adjusted for the 10% ceiling value for contingency, as required by the Public Utility Commission of Texas' Substantive Rule &sect;25.231(b)(1)(F)(i). The adjusted schedules are provided in Tables 4 and 5.
* The schedules of expenditures are presented in the following five categories: Labor, Equipment and Materials, Energy, Waste Disposal, and Other. The appropriate escalation index for each of the five escalation categories is identified, as summarized in Tables 6 and 7.
* The index values were applied against each of the unescalated schedules of expenditures to calculate a schedule of future value (Tables 7 and 8).
* An effective single value annual escalation rate was determined.
Escalation Factors The escalation indices selected for Labor, Equipment and Materials, Energy and Other cost categories are identified in Table 6 and were provided by IHS via their DataInsight-Web online service using first quarter 2020 projections.
1  "Decommissioning Cost Analysis for the Comanche Peak Nuclear Power Plant," Document No.
L11-1774-001, TLG Services, Inc., May 2020 TLG Services, Inc.                                                                      000183
 
Comanche Peak Nuclear Power Plant                      Document L11-1774-002, Rev. 0 Financial Escalation Analysis                                            Page 6 of 37 When the decommissioning schedule extended beyond the forecast database, the escalation was determined using a twenty-five year moving average logic.
A disposal agreement with Waste Control Specialists for disposal services includes a provision for the future adjustment in rates. The IHS index equivalent to the index identified in this agreement was used to escalate low-level radioactive waste disposal costs to the year of expenditure.
TLG Services, Inc.                                                            000184
 
Comanche Peak Nuclear Power Plant                          Document L11-1774-002, Rev. 0 Financial Escalation Analysis                                                  Page 7 of 37 TABLE 1 ESCALATION
 
==SUMMARY==
 
(millions of dollars)
Escalated Baseline    Adjusted        Value          Effective Decommissioning          Cost      Cost *      (Year of        Escalation Unit            Start    End      (2019 $)    (2019 $)    Expenditure $)        Rate 40 Year Operating Life Unit 1          2030      2096        906.903    850.529          1,794.504        2.668%
Unit 2          2033      2096        939.062    878.768          1,896.826        2.640%
* Decommissioning costs adjusted for the 10% ceiling value required by Public Utility Commission of Texas' Substantive Rule 25.231(b)(1)(F)(i)
TLG Services, Inc.                                                                    000185
 
Comanche Peak Nuclear Power Plant                          Document L11-1774-002, Rev. 0 Financial Escalation Analysis                                              Page 8 of 37 TABLE 2 COMANCHE PEAK NUCLEAR POWER PLANT, UNIT 1 DECON ALTERNATIVE SCHEDULE OF TOTAL ANNUAL EXPENDITURES (thousands, 2019 dollars)
Equipment &
Year      Labor      Materials      Energy      Burial      Other        Total 2030        55,641      12,806        2,065          23    8,408        78,943 22,837 1      3,415      14,593    24,929      134,323 2032        62,171      27,663        2,196      34,336    13,184      139,549 2033        51,681      30,623        1,878      13,162      7,865      105,210 2034        46,751      32,074        1,729      3,091      5,342        88,987 2035        31,238      19,337        1,729      1,861      5,002        59,167 2036          7,991          233      1,734          16    4,505        14,478 2037          7,969          232      1,729          16    4,492        14,438 2038          8,896        1,246        940      1,525 A    4,303        16,910 2039        15,049          815        274          13 I  2,208        18,359 2040        13,709 1      5,985        268            3    1,057        21,022 2041        11,879 '      6,850        231            O925              19,884 I 2042          3,423        1,070          36            0        966        5,494 2043          1,858            0          0            0        973        2,831 2044          1,863            O          0            0        976        2,839 2045          1,858            O          0            0        973        2,831 2046          1,858            O          0            0        973        2,831 2047          1,858            O          0            0        973        2,831 2048          1,863            0          O            0        976        2,839 2049          1,858            0          0            0        973        2,831 2050          1,858            0          0            0        973        2,831 2051          1,858            0          O            0        973        2,831 2052          1,863            0          0            0 2053          1,858            0          0            0 2054          1,858            0          0            0        973        2,831 2055          1,858            0          0            0        973        2,831 2056          1,963          300          0            0        976        3,239 2057 1        1,958          300          0            0        973        3,231 2058          1,958          300          0            0        973        3,231 2059          1,958          300          0            0        973        3,231 TLG Services, Inc.                                                                000186
 
Comanche Peak Nuclear Power Plant                        Document L11-1774-002, Rev. 0 Financial Escalation Analysis                                            Page 9 of 37 TABLE 2 (continued)
COMANCHE PEAK NUCLEAR POWER PLANT, UNIT 1 DECON ALTERNATIVE SCHEDULE OF TOTAL ANNUAL EXPENDITURES (thousands, 2019 dollars)
Equipment &
Year      Labor        Materials    Energy      Burial      Other      Total 2060          1,963        300          0          0        976      3,239 I 2061          1,958        300          0          0        973      3,231 I 2062          1,958        300          0          0        973      3,231 2063          1,958        300          0          0        973      3,231 2064          1,963        300          0          0        976      3,239 2065          1,958        300          0          0        973      3,231 2066          1,958        300          0          0        973      3,231 2067          1,958        300          O          0        973      3,231 2068          1,963        300          O          0        976      3,239 2069          1,958        300          O          0        973      3,231 2070          1,958        300          O          0        973      3,231 L 2071          1,958        300          0          0    973      3,231 2072          1,963        300          0          O        976      3,239 2073          1,958        300          0          0        973      3,231 2074          1,958        300          0          O        973      3,231 2075          1,958        300          O          0        973      3,231 2076          1,963        300          0          0        976      3,239 2077          1,958        300          0          O        973      3,231 2078          1,958        300          0          O        973      3,231 2079          1,958        300          0          0        973      3,231 2080          1,963        300          0          0        976      3,239 2081          1,958        300          O          0        973      3,231 2082          1,958        300          0          0        973      3,231 2083          1,958        300          0          0        973      3,231 2084          1,963        300          0          0        976      3,239 2085          1,958        300          0          0        973      3,231 2086          1,958        300          0          0        973      3,231 2087          1,958        300          0          O        973      3,231 2088          1,963        300          0          0        976      3,239 2089          1,958        300          0          0        973      3,231 TLG Services, Inc.                                                            000187
 
Comanche Peak Nuclear Power Plant                        Document L11-1774-002, Rev. 0 Financial Escalation Analysis                                            Page 10 of 37 TABLE 2 (continued)
COMANCHE PEAK NUCLEAR POWER PLANT, UNIT 1 DECON ALTERNATIVE SCHEDULE OF TOTAL ANNUAL EXPENDITURES (thousands, 2019 dollars)
Equipment &
Year      Labor      Materials      Energy      Burial    Other        Total 2090          1,958          300          0          0        973        3,231 '
2091          1,958          300          0          0        973        3,231 '
2092          1,963          300          0          0        976        3,239 2093          1,958          300          0          0        973        3,231 2094          1,958          300          0          0        973        3,231 ;
2095          1,958        1,550          0          0    12,560        16,068 2096          3,466        1,344          12      3,073    3,260        11,156 Total      490,950    176,367        18,234      71,711  149,642      906,903 TLG Services, Inc.                                                              000188
 
Comanche Peak Nuclear Power Plant                          Document L11-1774-002, Rev. 0 Financial Escalation Analysis                                            Page 11 of 37 TABLE 3 COMANCHE PEAK NUCLEAR POWER PLANT, UNIT 2 DECON ALTERNATIVE SCHEDULE OF TOTAL ANNUAL EXPENDITURES (thousands, 2019 dollars)
Equipment &
Year      Labor        Materials    Energy      Burial      Other        Total 2033        50,370      13,041        2,103          23    5,329        70,867 2034        63,674      21,279        3,407      12,622    16,776      117,757 2035        63,826      27,907        2,190      27,892      9,173      130,988 2036        61,932      32,427        1,876      12,316      5,976      114,527 2037        60,841      34,318        1,729      5,311      4,525      106,723 2038        50,430      23,008        1,391      5,596      7,192        87,617 2039        31,093        3,960        648      2,440      7,139        45,279 2040        17,545      12,983          268            3    3,127        33,926 2041        15,568      15,074          231            0    2,843        33,716 2042 1        3,999        2,354          36            0    1,265        7,654 2043          1,8581            00                      0        973        2,831 2044          1,863            O          0            0        976        2,839 2045          1,858            0          0            O        973        2,831 2046          1,858            0          0            O        973        2,831 2047          1,858            O          0            0        973        2,831 2048          1,863            ol        o            0        976        2,839 2049          1,858            0          O            0        973        2,831 1--2050          1,858            0          O            0        973        2,831
[_ 2051          1,858            0          0            0        973        2,831 2052          1,863            0          0            0        976        2,839 2053          1,858            0          0            0        973        2,831 2054          1,858            0          O            0        973        2,831 2055          1,858            0          0            0        973        2,831 2056          1,963        300          0            O        976        3,239 2057          1,958        300          0            0        973        3,231 2058          1,958        300          0            0        973        3,231 2059          1,958        300          0            0        973        3,231 2060          1,963        300          0            0        976        3,239 2061          1,958        300          0            0        973        3,231 2062          1,958        300          0            0        973        3,231 TLG Services, Inc.                                                              000189
 
Comanche Peak Nuclear Power Plant                        Document L11-1774-002, Rev. 0 Financial Escalation Analysis                                          Page 12 of 37 TABLE 3 (continued)
COMANCHE PEAK NUCLEAR POWER PLANT, UNIT 2 DECON ALTERNATIVE SCHEDULE OF TOTAL ANNUAL EXPENDITURES (thousands, 2019 dollars)
Equipment &
Year      Labor      Materials    Energy      Burial      Other        Total 2063          1,958        300          0          0        973        3,231
'  2064          1,963        300          0          O        976        3,239 2065          1,958        300          O          0        973        3,231 2066          1,958        300          O          0        973        3,231 2067          1,958        300          0          O        973        3,231 2068          1,963        300          0          O        976        3,239 2069          1,958        300          O i        0        973        3,231 2070          1,958 L      300          0          0        973        3,231 2071          1,958        300          0          O        973        3,231 2072          1,963        300          0          0        976        3,239 2073    .      1,958        300          0          0        973        3,231 2074    L      1,958_      300          0          0        973        3,231 2075    l      1,958        300          0          O        973        3,231 2076          1,963        300          0          O        976        3,239 2077          1,958        300          0          O        973        3,231 2078          1,958        300          0          O        973        3,231 2079          1,958        300          O          0        973        3,231 2080          1,963        300          O          0        976        3,239 2081          1,958        300          O          0        973        3,231 2082          1,958        300          O          0        973        3,231 2083          1,958        300          O          0        973        3,231 2084          1,963        300          0          0        976        3,239 2085          1,958        300          0          0        973        3,231 2086          1,958        300          0          0        973        3,231 2087          1,958        300          0          0        973        3,231 2088          1,963        300          0          0        976        3,239 2089          1,958        300          0          0        973        3,231 2090          1,958        300          0          0        973        3,231 2091          1,958        300          0          0        973        3,231 2092          1,963        300          0          O        976        3,239 TLG Services, Inc.                                                              000190
 
Comanche Peak Nuclear Power Plant                          Document L11-1774-002, Rev. 0 Financial Escalation Analysis                                            Page 13 of 37 TABLE 3 (continued)
COMANCHE PEAK NUCLEAR POWER PLANT, UNIT 2 DECON ALTERNATIVE SCHEDULE OF TOTAL ANNUAL EXPENDITURES (thousands, 2019 dollars)
Equipment &
Year      Labor      Materials      Energy      Burial      Other        Total 2093          1,958          300          0          0 1      973 1      3,231 1 2094          1,958          300          0          0        973        3,231 2095          1,958        1,550          0          0    12,560        16,068 2096          3,466        1,212          12      3,073      3,260        11,023 E
' Total        525,281    200,813        13,890      69,276    129,802      939,062 TLG Services, Inc.                                                                000191
 
Comanche Peak Nuclear Power Plant                          Document L11-1774-002, Rev. 0 Financial Escalation Analysis                                              Page 14 of 37 TABLE 4 COMANCHE PEAK NUCLEAR POWER PLANT, UNIT 1 DECON ALTERNATIVE, CONTINGENCY ADJUSTED
* SCHEDULE OF TOTAL ANNUAL EXPENDITURES (thousands, 2019 dollars)
Equipment &
Year      Labor      Materials      Energy      Burial      Other        Total 2030        52,581      12,085 !      1,951          21      8,077        74,716 2031        64,211      20,852 :      3,227      13,250      23,656      125,197 2032        57,747      24,944        2,075      31,154      12,500      128,420 2033        48,427      28,480        1,775      11,960      7,467        98,109 2034        44,050      30,202        1,634      2,831      5,079        83,795 2035        29,442      18,207        1,634      1,704      4,758        55,744 2036          7,551          214      1,638          14      4,288        13,705
,m 2037          7,5T1          213      1,634          14      4,276        13,668 2038          8,325        1,152        888      1,396      4,093        15,855 2039        14,082 L        743        259          12      2,113        17,209 2040        12,917        5,649        253            3      1,016        19,838 2041        11,226        6,473        218            O        888        18,805_,
2042          3,235        1,011          34            0        928        5,207 2043          1,756            0          0            0        935        2,691 2044          1,761            0          0            0        937        2,698 ;
2045          1,756            0          O            0        935        2,691 2046          1,756            0          O            0        935        2,691 I 2047          1,756            O          0            0        935        2,691 2048          1,761            O          O            0        937        2,698 2049          1,756            0          0            0        935        2,691 2050          1,756            O          0            0        935        2,691 2051          1,756            0          O            0        935        2,691 2052          1,761            0          O            0        937        2,698 2053          1,756            0          O            0        935        2,691 2054          1,756            0          0            0        935        2,691 2055          1,756            0          O            0        935        2,691 2056          1,855          284          0            0        937        3,076 2057          1,850          284          0            0        935        3,069 2058          1,850          284                                935        3,069 2059          1,850          284          0            0        935        3,069 TLG Services, Inc.                                                                000192
 
Comanche Peak Nuclear Power Plant                      Document L11-1774-002, Rev. 0 Financial Escalation Analysis                                          Page 15 of 37 TABLE 4 (continued)
COMANCHE PEAK NUCLEAR POWER PLANT, UNIT 1 DECON ALTERNATIVE, CONTINGENCY ADJUSTED
* SCHEDULE OF TOTAL ANNUAL EXPENDITURES (thousands, 2019 dollars)
Equipment &
Year      Labor      Materials    Energy      Burial    Other        Total 2060          1,855        284          O          0        937        3,076 :
2061          1,850        284          0          0        935        3,069 2062          1,850        284          0          0        935        3,069 2063          1,850        284          0          0        935        3,069 2064          1,855        284          0          0        937        3,076 2065          1,850        284          0          0        935        3,069 2066          1,850        284          0          0        935        3,069 2067          1,850        284          0          0        935        3,069 2068          1,855        284          0          O        937        3,076 2069          1,850        284          0          0        935        3,069 2070          1,850        284          0          0        935        3,069 2071          1,850        284          0          0        935        3,069 2072          1,855        284          0          O        937        3,076 2073          1,850        284          0          0        935        3,069 2074          1,850        284          0          0        935        3,069 2075          1,850        284          0          0        935        3,069 2076          1,855        284          0          0        937        3,076 2077          1,850        284          0          O        935        3,069 2078          1,850        284          0          0        935        3,069 2079          1,850        284          0          0        935        3,069 2080          1,855        284          0          0        937        3,076 2081          1,850        284          0          0        935        3,069 2082          1,850        284          0          0        935        3,069 2083          1,850        284          0          0        935        3,069 2084          1,855        284          0          0        937        3,076 2085          1,850        284          0          0        935        3,069 2086          1,850        284          0          0        935        3,069 2087          1,850        284          0          O        935        3,069 2088          1,855        284          0          O        937        3,076 2089          1,850        284          0          0        935        3,069 TLG Services, Inc.                                                            000193
 
Comanche Peak Nuclear Power Plant                            Document L11-1774-002, Rev. 0 Financial Escalation Analysis                                                Page 16 of 37 TABLE 4 (continued)
COMANCHE PEAK NUCLEAR POWER PLANT, UNIT 1 DECON ALTERNATIVE, CONTINGENCY ADJUSTED
* SCHEDULE OF TOTAL ANNUAL EXPENDITURES (thousands, 2019 dollars)
Equipment &
Year      Labor        Materials    Energy      Burial        Other        Total 2090          1,850          284            0            0          935        3,069 2091          1,850          284            O            0          935          3,069 2092 J        1,855          284            0            0          937          3,076 2093 I        1,850          284            0            0          935          3,069 2094          1,850          284            0            0          935          3,069 2095          1,850        1,428            0            0      11,884        15,163 2096          3,261        1,264          11        2,814        3,004        10,354 Total      461,484      163,974      17,231      65,173      142,667      850,529
* Decommissioning costs adjusted for the 10% ceiling value required by Public Utility Commission of Texas' Substantive Rule 25.231(b)(1)(F)(i)
TLG Services, Inc.                                                                    000194
 
Comanche Peak Nuclear Power Plant                          Document L11-1774-002, Rev. 0 Financial Escalation Analysis                                            Page 17 of 37 TABLE 5 COMANCHE PEAK NUCLEAR POWER PLANT, UNIT 2 DECON ALTERNATIVE, CONTINGENCY ADJUSTED
* SCHEDULE OF TOTAL ANNUAL EXPENDITURES (thousands, 2019 dollars)
Equipment &
Year      Labor      Materials      Energy      Burial      Other        Total 2033    l    47,544      12,293        1,985          21    5,113        66,956 2034        59,571      19,392        3,216      11,416    15,884      109,478 ;
2035        59,164      25,095        2,067      25,202      8,657      120,186 2036        57,939      30,106        1,771      11,167      5,660      106,643 !
2037        57,162      32,226        1,632      4,854      4,299      100,173 2038        47,309      21,578        1,313      5,114      6,816        82,129 2039        28,956        3,664        612      2,230      6,763        42,225 2040        16,491      12,246          253                  2,968        31,961 2041        14,694      14,228          218                  2,699        31,839 2042          3,775        2,222          34            0    1,210        7,240 2043          1,754              0          0                    934        2,688 2044          1,759                        0            0        937        2,695 2045          1,754            o          o            0        934        2,688 2046          1,754                        0            0        934        2,688 2047          1,754                                      0        934        2,688 2048          1,759              0          0            0        937        2,695 2049          1,754              o          o            0        934        2,688 2050          1,754                                              934        2,688 2051          1,754              0          0            0        934        2,688 2052    l      1,759            o          0            0        937        2,695 2053          1,754            0                      o        934        2,688 2054          1,754            0          0            0        934        2,688 2055          1,754            0          0            0        934        2,688 2056          1,853          283          0            0        937        3,073 2057          1,848          283          0            0        934        3,065 2058          1,848          283          0            0        934        3,065 2059          1,848          283          0            0        934        3,065 2060          1,853          283          0            0        937        3,073 2061          1,848          283          0            0        934        3,065 2062          1,848          283          0            0        934        3,065 TLG Services, Inc.                                                                000195
 
Comanche Peak Nuclear Power Plant                        Document L11-1774-002, Rev. 0 Financial Escalation Analysis                                          Page 18 of 37 TABLE 5 (continued)
COMANCHE PEAK NUCLEAR POWER PLANT, UNIT 2 DECON ALTERNATIVE, CONTINGENCY ADJUSTED
* SCHEDULE OF TOTAL ANNUAL EXPENDITURES (thousands, 2019 dollars)
Equipment &
Year      Labor      Materials    Energy      Burial      Other        Total 2063          1,848        283          0          0        934        3,065 2064          1,853        283          0          O        937        3,073 2065          1,848        283          0          0        934        3,065 L 2066            1,848        283          0          0        934        3,065 2067          1,848        283          0          0        934        3,065 2068          1,853        283          0          0        937        3,073 2069          1,848        283          0          0        934        3,065 2070          1,848        283          0          0        934        3,065 2071          1,848        283          0          0        934        3,065 2072          1,853        283          0          0        937        3,073 2073          1,848        283          0          0        934        3,065 2074          1,848        283          0          0        934        3,065 2075          1,848        283          0          0        934        3,065 2076          1,853        283          0          0        937        3,073 2077          1,848        283          0          0        934        3,065 2078          1,848        283          0          0        934        3,065 2079          1,848        283          0          0        934        3,065 2080          1,853        283          0          0        937        3,073 2081          1,848        283          0          0        934        3,065 2082          1,848        283          0          0        934        3,065 2083          1,848        283          0          0 i      934        3,065 2084          1,853        283          0          0        937        3,073 2085          1,848        283          0          O        934        3,065 2086          1,848        283          0          O        934        3,065
! 2087            1,848        283          0          0        934        3,065 2088 1        1,853        283          0          O        937        3,073 2089          1,848        283          0          0        934        3,065 2090 1        1,848        283          0          0        934        3,065 2091          1,848        283          O          0        934        3,065 1 2092          1,853        283          0          0        937        3,073 TLG Services, Inc.                                                              000196
 
Comanche Peak Nuclear Power Plant                            Document L11-1774-002, Rev. 0 Financial Escalation Analysis                                                Page 19 of 37 TABLE 5 (continued)
COMANCHE PEAK NUCLEAR POWER PLANT, UNIT 2 DECON ALTERNATIVE, CONTINGENCY ADJUSTED
* SCHEDULE OF TOTAL ANNUAL EXPENDITURES (thousands, 2019 dollars)
Equipment &
Year      Labor        Materials    Energy        Burial      Other        Total 2093          1,848 I        283            0            0          934        3,065 2094          1,848 I        283            0            O          934        3,065 2095          1,848 '      1,426            0            0      11,871        15,145 j 2096          3,257        1,137          11        2,808        2,998        10,213 i Total      492,648 l    186,657      13,110      62,816      123,537      878,768
* Decommissioning costs adjusted for the 10% ceiling value required by Public Utility Commission of Texas' Substantive Rule 25.231(b)(1)(F)(i)
TLG Services, Inc.                                                                    000197
 
Comanche Peak Nuclear Power Plant                      Document L11-1774-002, Rev. 0 Financial Escalation Analysis                                        Page 20 of 37 TABLE 6 ESCALATION BASES Cost Category                      Escalation Source Labor                              ECI Total Compensation, Private Industry Workers (ECIPCTNS)
Equipment and Materials            Producer Price Index, Machinery &
Equipment (WPIP11)
Energy                              Producer Price Index, Fuels and Related Products and Power (WPIP05)
Other                              Consumer Price Index, Services (CUSASNS)
Low-Level Radioactive Waste        As specified in the Disposal Agreement between Luminant Generation Company LLC and Waste Control Specialists LLC TLG Services, Inc.                                                            000198
 
Comanche Peak Nuclear Power Plant                      Document L11-1774-002, Rev. 0 Financial Escalation Analysis                                        Page 21 of 37 TABLE 7 COMPONENT ESCALATION
 
==SUMMARY==
 
Escalated Costs            Average Effective
($ thousands)            Escalation Rate Unit 1        Unit 2        Unit 1        Unit 2 Labor                          1,010,087      1,102,468      2.859%        2.854%
Equipment and Materials          206,862        241,720      1.193%        1.197%
Energy                            26,728        21,043      2.987%        2.868%
Waste Disposal                    98,469        101,093      2.206%        2.200%
Other                            452,359        430,502      2.823%        2.819%
Total                          1,794,504      1,896,826      2.668%        2.640%
TLG Services, Inc.                                                            000199
 
Comanche Peak Nuclear Power Plant                          Document L11-1774-002, Rev. 0 Financial Escalation Analysis                                            Page 22 of 37 TABLE 8 COMANCHE PEAK NUCLEAR POWER PLANT, UNIT 1 DECON ALTERNATIVE, CONTINGENCY ADJUSTED
* SCHEDULE OF TOTAL ANNUAL EXPENDITURES (thousands, year of expenditure dollars)
Equipment &
Year      Labor        Materials    Energy      Burial        Other      Total 2030        73,960 j    13,655      2,822          27      11,304    101,768 ,
2031        92,869      23,859      4,748      17,226      34,008    172,710 ,
2032        85,674      28,890      3,101      41,369      18,447    177,481 2033        73,706      33,390      2,703      16,217      11,314    137,330 2034        68,793      35,844      2,535        3,921      7,902    118,995 2035        47,190      21,881      2,585        2,412      7,600      81,668 2036        12,424          260      2,650          21      7,033      22,388 2037        12,719          263 '    2,696          21      7,203      22,902 2038        14,434        1,438      1,492      2,109        7,080      26,553 2039        25,070          940- E      443          18      3,753      30,224 2040 _      23,613        7,240          440          4      1,853      33,150 2041 i      21,070        8,405          385          0      1,664      31,524 2042          6,234        1,330          61          0      1,784      9,409 2043          3,475            0          0          0      1,846      5,321 2044          3,577            0          O          0      1,901      5,478 r 2045          3,663            0          O          0      1,947      5,610 2046          3,768            0          0          0      2,003      5,771 2047          3,876 _                                          2,060      5,936 2048          3,996            0          0          0      2,124      6,120 2049          4,097            0          0          0      2,178      6,275 2050          4,212            0          0          0      2,240      6,452 2051          4,330            0          0          0      2,302      6,632 2052          4,462            0          0          0      2,373      6,835 2053          4,572            0          0          0      2,432      7,004 2054          4,698            0          0          0      2,499      7,197 2055          4,826            0
_____        0L,_,,,,    0I      2,568      7,394 2056          5,237        446            0          0      2,646      8,329 2057          5,365        452            0          0        2,711      8,528 2058          5,511        458            0          0        2,785      8,754 2059          5,661        464            0          0        2,861      8,986 TLG Services, Inc.                                                                000200
 
Comanche Peak Nuclear Power Plant                          Document L11-1774-002, Rev. 0 Financial Escalation Analysis                                            Page 23 of 37 TABLE 8 (continued)
COMANCHE PEAK NUCLEAR POWER PLANT, UNIT 1 DECON ALTERNATIVE, CONTINGENCY ADJUSTED
* SCHEDULE OF TOTAL ANNUAL EXPENDITURES (thousands, year of expenditure dollars)
Equipment &
Year      Labor        Materials    Energy        Burial      Other      Total
                                                -r-2060          5,831 j        470            0            0      2,948        9,249 2061          5,974          476            0            O      3,021        9,471 2062          6,138          482            0            0      3,104        9,724 2063          6,306          488            0            0      3,189        9,983 2064          6,496          495            0            0      3,286      10,277 2065          6,656          501            0            0      3,367      10,524 2066          6,839          507            0            O      3,460      10,806 2067          7,027        514            0            0      3,556      11,097 2068          7,238          521            0            0      3,664      11,423 2069          7,418        527            0            0      3,755      11,700 2070          7,623        534            0            0      3,859      12,016 2071          7,833        541            0            0      3,966      12,340 2072          8,070          548            0            0      4,087      12,705 2073          8,270          555            0            0      4,189      13,014 2074          8,497          562            0            0      4,304      13,363 2075          8,731          569            0            0      4,423      13,723 2076          8,994          577            0            0      4,558      14,129 2077          9,216        584            0            0      4,671      14,471 2078          9,469        592            0            0      4,799      14,860 2079          9,728        599            0            0      4,932      15,259 2080        10,021          607            0            0      5,082      15,710 2081        10,269          615            0            0      5,208      16,092 2082        10,550          623            O            0      5,352      16,525 2083        10,839          631            O            0      5,499      16,969 2084        11,165          639            0            0      5,667      17,471 2085        11,441          647            0            O      5,807      17,895 2086        11,755          656            0            0      5,967      18,378 2087        12,077          664            0            O      6,132      18,873 2088        12,440          673            0            O      6,319      19,432 2089        12,747          681            0            O      6,475      19,903 TLG Services, Inc.                                                                000201
 
Comanche Peak Nuclear Power Plant                            Document L11-1774-002, Rev. 0 Financial Escalation Analysis                                                Page 24 of 37 TABLE 8 (continued)
COMANCHE PEAK NUCLEAR POWER PLANT, UNIT 1 DECON ALTERNATIVE, CONTINGENCY ADJUSTED
* SCHEDULE OF TOTAL ANNUAL EXPENDITURES (thousands, year of expenditure dollars)
Equipment &
Year      Labor        Materials    Energy        Burial        Other        Total 2090        13,097          690            0            O        6,654        20,441 2091        13,455          699            o            0 1      6,838        20,992 2092 2093 13,860 14,203 L        708 717 O
0 0
0 7,046 7,220 21,614 22,140 2094        14,592          726            0            0        7,420        22,738 2095        14,992        3,706            0            0      96,939      115,637 2096        27,148        3,323          67      15,123      25,175        70,836 Total    1,010,087        206,862      26,728      98,468      452,359    1,794,504
* Decommissioning costs adjusted for the 10% ceiling value required by Public Utility Commission of Texas' Substantive Rule 25.231(b)(1)(F)(i)
TLG Services, Inc.                                                                    000202
 
Comanche Peak Nuclear Power Plant                          Document L11-1774-002, Rev. 0 Financial Escalation Analysis                                                Page 25 of 37 TABLE 8A COMANCHE PEAK NUCLEAR POWER PLANT, UNIT 1 DECON ALTERNATIVE, CONTINGENCY ADJUSTED
* SCHEDULE OF LICENSE TERMINATION EXPENDITURES (thousands, year of expenditure dollars)
Equipment &
Year      Labor        Materials    Energy        Burial        Other        Total 2Eii 1      68,229 P      1,845      2,822          27      10,108        83,031 2031        90,138      22,379        4,748      17,225      32,798      167,288 2032        83,777      28,658        3,101      41,366      17,456      174,358 2033        63,965      14,300        2,703      16,215      10,301      107,484 2034        54,975        7,400      2,535        3,921        6,862        75,693 2035 L      38,681        4,599      2,585        2,412        6,533        54,810 2036        12,424          260      2,650            21        5,935        21,290 2037        12,719          263      2,696          21        6,078        21,777 2038        12,947        1,438      1,492        2,109        5,680        23,666 2039        22,381          940        443            18        3,648        27,430 2040        5,976          240        120            4          954          7,294 2041            213            0            0            0          591            804 2042            34            0            0            0          95            129 2043-94            0            0            0            0            0              0 2095            546        2,971            0            0      89,560        93,077 2096        3,800          537          45      15,123      20,763        40,268 Total      470,805      85,830      25,940      98,462      217,362      898,399
* Decommissioning costs adjusted for the 10% ceiling value required by Public Utility Commission of Texas' Substantive Rule 25.231(b)(1)(F)(i)
TLG Services, Inc.                                                                    000203
 
Comanche Peak Nuclear Power Plant                          Document L11-1774-002, Rev. 0 Financial Escalation Analysis                                            Page 26 of 37 TABLE 8B COMANCHE PEAK NUCLEAR POWER PLANT, UNIT 1 DECON ALTERNATIVE, CONTINGENCY ADJUSTED
* SCHEDULE OF SPENT FUEL MANAGEMENT EXPENDITURES (thousands, year of expenditure dollars)
Equipment &
Year      Labor        Materials    Energy      Burial      Other      Total 2030          4,901 '      11,810            0          0      1,196      17,907 2031            586        1,390            0          0      1,209        3,185 2032              0 '          0            0          O        988          988 2033          8,210        18,973            0          0      1,012      28,195 2034        12,449        28,381            0          0      1,039      41,869 2035          7,666        17,244            0          0      1,067      25,977 2036              0            0            0          0      1,099        1,099 2037              0            0            0          0      1,125        1,125 2038          1,488            O            0          0        714        2,202 2039          2,689            O            0          0        105        2,794 2040          3,205              0          O          0
* 896        4,101 2041 j_      3,295            0            0          0      1,070        4,365 2042          3,384            0            O          0      1,689        5,073 2043          3,475            0            0          0      1,846        5,321 2044          3,577            0            0          0      1,901        5,478 2045          3,663            0            O          0      1,947        5,610 2046          3,768            0            O          0      2,003        5,771 2047          3,876            0            0          O      2,060        5,936 2048          3,996            0            0          0      2,124        6,120 2049          4,097            0            0          0      2,178        6,275 2050          4,212            0            0          0      2,240        6,452 2051          4,330            0            0          0      2,302        6,632 2052          4,462            0            0          0      2,373        6,835 2053          4,572            0            0          0      2,432        7,004 2054          4,698            0            0          0      2,499        7,197 2055          4,826            0            0          0      2,568        7,394 2056 1        5,237          446            0          0      2,646        8,329 2057          5,365          452            0          0      2,711        8, 528 2058          5,511          458            O          0      2,785        8,754 2059          5,661          464            0          0      2,861        8,986 TLG Services, Inc.                                                                000204
 
Comanche Peak Nuclear Power Plant                          Document L11-1774-002, Rev. 0 Financial Escalation Analysis                                              Page 27 of 37 TABLE 8B (continued)
COMANCHE PEAK NUCLEAR POWER PLANT, UNIT 1 DECON ALTERNATIVE, CONTINGENCY ADJUSTED
* SCHEDULE OF SPENT FUEL MANAGEMENT EXPENDITURES (thousands, year of expenditure dollars)
Equipment &
Year      Labor        Materials    Energy      Burial        Other      Total 1
2060 2061 5,831 5,974 l        470 476 0
0 0
0 2,948 3,021 9,249 9,471 2062          6,138          482            O          0      3,104      9,724 2063          6,306          488            O          0      3,189      9,983 2064          6,496          495            0          0      3,286      10,277 2065          6,656          501            0          0      3,367      10,524 2066          6,839          507            0          0      3,460      10,806 2067          7,027          514            0          O      3,556      11,097 2068          7,238          521            0          0      3,664      11,423 2069          7,418          527            0          O      3,755      11,700 2070          7,623          534            0          O      3,859      12,016 2071          7,833          541                        0      3,966      12,340 O j 2072          8,070          548            O          0      4,087      12,705 2073          8,270          555            O          O      4,189      13,014 2074          8,497          562            O          O      4,304      13,363 2075          8,731          569            O          O      4,423      13,723 2076          8,994          577            O          0      4,558      14,129 2077          9,216          584            O          0      4,671      14,471 2078          9,469          592            O          0      4,799      14,860 2079          9,728          599            0          0      4,932      15,259 2080        10,021          607            0          0      5,082      15,710 2081        10,269          615            0          0      5,208      16,092 2082        10,550          623            0          0      5,352      16,525 2083        10,839          631            0          0      5,499      16,969 2084        11,165          639            0          0      5,667      17,471 2085        11,441          647            0          0      5,807 _    17,895 2086        11,755          656            0          0      5,967      18,378 2087        12,077          664            0          0      6,132      18,873 2088        12,440          673            0          O      6,319      19,432 2089        12,747          681            0          O      6,475      19,903 TLG Services, Inc.                                                                000205
 
Comanche Peak Nuclear Power Plant                            Document L11-1774-002, Rev. 0 Financial Escalation Analysis                                                Page 28 of 37 TABLE 8B (continued)
COMANCHE PEAK NUCLEAR POWER PLANT, UNIT 1 DECON ALTERNATIVE, CONTINGENCY ADJUSTED
* SCHEDULE OF SPENT FUEL MANAGEMENT EXPENDITURES (thousands, year of expenditure dollars)
Equipment &
Year      Labor        Materials    Energy        Burial        Other        Total 2090        iO9jj          690            0            0 1      6,654        20,441 2091        13,455          699            0            0 :      6,838        20,992 2092        13,860          708            0            0 1      7,046        21,614 2093        14,203          717            0            0        7,220        22,140 2094    !    14,592          726            0            0        7,420        22,738 2095    ,    14,446          736            0            0        7,379        22,561 !
2096              0            0            0            0            O              0 i Total      472,510      100,972            0            0    229,888      803,370
* Decommissioning costs adjusted for the 10% ceiling value required by Public Utility Commission of Texas' Substantive Rule 25.231(b)(1)(F)(i)
TLG Services, Inc.                                                                    000206
 
Comanche Peak Nuclear Power Plant                            Document L11-1774-002, Rev. 0 Financial Escalation Analysis                                                  Page 29 of 37 TABLE 8C COMANCHE PEAK NUCLEAR POWER PLANT, UNIT 1 DECON ALTERNATIVE, CONTINGENCY ADJUSTED
* SCHEDULE OF SITE RESTORATION EXPENDITURES (thousands, year of expenditure dollars)
Equipment &
Year    Labor        Materials    Energy      Burial        Other        Total 2030            830            0            0            0            0            830 2031          2,145            90            0            0            1          2,236 r
2032          1,897          232            0            0            3          2,132 2033          1,530          118            0            0            1          1,649 2034          1,369            63            0            0            0          1,432 L 2035              843          38            O            0            0            881 2036              0            0            0            0            O              0 2037              0            0            O            0            0              0 2038              0            0            0            O          694            694 2039              0            0            0            O            0              0 2040        14,432        7,000          320              ,          3        21,755 2041 i      17,562        8,405          385            O            3        26,355 2042          2,816        1,330          61            0            1          4,208 2043-95            0            0            0            O            0              0 ,
2096 L    23,349        2,786          22            O        4,412        30,569 Total i      66,773        20,062          788            O        5,118        92,741
* Decommissioning costs adjusted for the 10% ceiling value required by Public Utility Commission of Texas' Substantive Rule 25.231(b)(1)(F)(i)
TLG Services, Inc.                                                                    000207
 
Comanche Peak Nuclear Power Plant                          Document L11-1774-002, Rev. 0 Financial Escalation Analysis                                              Page 30 of 37 TABLE 9 COMANCHE PEAK NUCLEAR POWER PLANT, UNIT 2 DECON ALTERNATIVE, CONTINGENCY ADJUSTED
* SCHEDULE OF TOTAL ANNUAL EXPENDITURES (thousands, year of expenditure dollars)
Equipment &
Year      Labor        Materials      Energy    Burial      Other      Total 2033        72,363      14,412          3,023        29 i    7,746      97,573 I 2034        93,032      23,014          4,989    15,812      24,711    161,558 2035        94,829      30,160          3,270    35,668      13,J      177,756 2036        95,326      36,643          2,865    16,146      9,285    160,265 2037        96,541 ,    39,724          2,693    7,173      7,242    153,373 L 2038          82,024      26,940          2,205    7,724      ii1T130,684 2039        51,550        4,634          1,045    3,442      12,014      72,685 2040        30,146      15,695            440          4      5,414      51,699 2041    j    27,581      18,476            385          0      5,055      51,497 2042          7,275      2,923            61          0      2,327      12,586 2043          3,471            0            0          0      1,845        5,316 J                          -f--
2044          3,573            0            0          0      1,900        5,473 1-2045          3,659            0            0          O I    1,945        5,604 2046          3,764            0            0          0      2,001        5,765 2047          3,871            0            0          0      2,058        5,929 2048          3,992            O            0          0      2,122        6,114 2049          4,093            0            0          0      2,177        6,270 2050          4,207            0            0          O      2,238        6,445 2051          4,324            0            0          0      2,301        6,625 2052          4,456            0            0          0      2,371        6,827 2053          4,567            0            O          0      2,430        6,997 2054          4,692            0            0          0      2,497        7,189 2055          4,820            0            0          0      2,566        7,386 2056          5,231        446              0 l        0      2,643        8,320 2057          5,359        452              0          0      2,708        8,519 2058          5,505        457              0          0      2,783        8,745 2059          5,655        463              0          0      2,859        8,977 2060          5,824        469              0          0      2,945        9,238 2061    '      5,968        475              0          O      3,018        9,461 2062          6,131        481              0          O      3,101        9,713 TLG Services, Inc.                                                                000208
 
Comanche Peak Nuclear Power Plant                        Document L11-1774-002, Rev. 0 Financial Escalation Analysis                                          Page 31 of 37 TABLE 9 (continued)
COMANCHE PEAK NUCLEAR POWER PLANT, UNIT 2 DECON ALTERNATIVE, CONTINGENCY ADJUSTED
* SCHEDULE OF TOTAL ANNUAL EXPENDITURES (thousands, year of expenditure dollars)
Equipment &
Year      Labor      Materials    Energy      Burial      Other        Total p--
2063        6,299        488            0          0      3,186        9,973 2064        6,488        494 i          0          0      3,283      10,265 2065        6,648        500            0          0      3,364      10,512 2066        6,831        507            0          0      3,457      10,795 2067        7,018        513            0          0      3,553      11,084 k
1 2068          7,230        520            0          0      3,661      11,411 2069        7,410        527            O          0      3,752      11,689 2070        7,614        533            O          0      3,856      12,003 2071        7,824        540            O          0      3,963      12,327 2072        8,060        547            O          0      4,084      12,691 2073        8,260        554            0          0      4,185      12,999 2074        8,488        561            0          0      4,301      13,350 2075        8,721        569            0          O      4,419      13,709 2076        8,983        576            0          O      4,554      14,113 2077        9,205        583            0          O      4,667      14,455 2078        9,458        591            0          O      4,796      14,845 2079        9,717        599            0          0      4,928      15,244 2080        10,009        606            0          0      5,078      15,693 2081        10,257        614            0          0      5,204      16,075 2082        10,538        622            0          0      5,347      16,507 2083        10,826        630            0          0      5,495      16,951 2084        11,152        638            0          0      5,662      17,452 2085        11,428        647            O          0      5,802      17,877 2086        11,741        655            0          0      5,963      18,359 2087        12,063        663            0          0      6,127      18,853 2088        12,425        672            O          0      6,313      19,410 2089        12,732        681            0          O      6,470      19,883 2090        13,081        689            0          O      6,649      20,419 2091        13,440        698            0          0      6,832      20,970 2092        13,844        707            0          0      7,040      21,591 TLG Services, Inc.                                                              000209
 
Comanche Peak Nuclear Power Plant                            Document L11-1774-002, Rev. 0 Financial Escalation Analysis                                                Page 32 of 37 TABLE 9 (continued)
COMANCHE PEAK NUCLEAR POWER PLANT, UNIT 2 DECON ALTERNATIVE, CONTINGENCY ADJUSTED
* SCHEDULE OF TOTAL ANNUAL EXPENDITURES (thousands, year of expenditure dollars)
Equipment &
Year      Labor        Materials      Energy      Burial        Other        Total
                                    --F 2093        14,186          716            O            0        7,215        22,117 2094    j    14,575          726            O            0        7,414        22,715 2095        14 974        3,700                                96,828      115,502
                  '    4 2096        27,114        2,990          67      15,095      25,132        70,398 Total    1,102,468      241,720        21,043    101,093      430,502    1,896,826 ;
* Decommissioning costs adjusted for the 10% ceiling value required by Public Utility Commission of Texas' Substantive Rule 25.231(b)(1)(F)(i)
TLG Services, Inc.                                                                    000210
 
Comanche Peak Nuclear Power Plant                          Document L11-1774-002, Rev. 0 Financial Escalation Analysis                                                Page 33 of 37 TABLE 9A COMANCHE PEAK NUCLEAR POWER PLANT, UNIT 2 DECON ALTERNATIVE, CONTINGENCY ADJUSTED
* SCHEDULE OF LICENSE TERMINATION EXPENDITURES (thousands, year of expenditure dollars)
Equipment &
Year      Labor        Materials    Energy        Burial      Other        Total 2033        66,578        1,947      3,023            29        6,429        78,006 2034        90,868      21,692      4,989      15,811      23,411      156,771 2035        92,385      29,890      3,270      35,665      12,760      173,970 2036        83,622      16,273      2,865      16,145        8,186      127,091 2037        80,358      10,085      2,693        7,173        6,118      106,427 2038        71,005        9,504      2,205        7,724      10,729      101,167 2039      48,381        4,634      1,045        3,442      11,563        69,065 2040L        7,058          307          120            4        1,729          9,218 2041              91                                                590            681 2042              15                                                95            110 0            0                                    0 L_            0 2043-94
                                              ----t                                      i 2095            545      2,965                                89,456        92,966 2096          3,793          536          45      15,095      20,725        40,194
, Total        544,699      97,833      20,255    i 101,088      191,791      955,666
* Decommissioning costs adjusted for the 10% ceiling value required by Public Utility Commission of Texas' Substantive Rule 25.231(b)(1)(F)(i)
TLG Services, Inc.                                                                    000211
 
Comanche Peak Nuclear Power Plant                          Document L11-1774-002, Rev. 0 Financial Escalation Analysis                                              Page 34 of 37 TABLE 9B COMANCHE PEAK NUCLEAR POWER PLANT, UNIT 2 DECON ALTERNATIVE, CONTINGENCY ADJUSTED
* SCHEDULE OF SPENT FUEL MANAGEMENT EXPENDITURES (thousands, year of expenditure dollars)
Equipment &
Year      Labor        Materials    Energy      Burial        Other      Total 2033          5,394        12,465            O          O        1,317 !    19,176 2034            532 l      1,213            0          0      1,299 1    3,044 2035              0            0            O          0      1,066      1,066 2036          9,091        20,176            0          0      1,097      30,364 2037        13,463        29,480            0          0      1,124      44,067 2038          9,376        17,342            O          O        713 1    27,431 2039          3,149            0            0          0        105      3,254 i 2040          3,202            O            0          0        896 _    4,098 2041          3,292            O            O          0      1,069      4,361 2042          3,380            O            0          0      1,687      5,067 2O433,471                      O            O          0      1,845      5,316 2044          3,573            O            O          0      1,900      5,473 2045          3,659            0            0          0      1,945      5,604 2046          3,764            O            0          0      2,001      5,765 2047          3,871            O            O          O      2,058      5,929 2048          3,992            0            0          0 ,    2,122      6,114 2049          4,093            0            0          0      2,177      6,270 2050          4,207            0            0          0      2,238      6,445 2051          4,324            0            0          0      2,301      6,625 2052          4,456            0            0          O      2,371      6,827 2053          4,567            0            0          0      2,430      6,997 2054          4,692            0            0          O      2,497      7,189 2055          4,820            0            0          O      2,566      7,386 2056          5,231          446            0          0      2,643      8,320 2057          5,359          452            0          0      2,708      8,519 2058          5,505          457            0          0      2,783      8,745 2059          5,655          463            0          0      2,859      8,977 2060          5,824          469            O          0      2,945      9,238 2061          5,968          475            O          0      3,018      9,461 2062          6,131          481            0 I        O      3,101      9,713 TLG Services, Inc.                                                                000212
 
Comanche Peak Nuclear Power Plant                        Document L11-1774-002, Rev. 0 Financial Escalation Analysis                                          Page 35 of 37 TABLE 9B (continued)
COMANCHE PEAK NUCLEAR POWER PLANT, UNIT 2 DECON ALTERNATIVE, CONTINGENCY ADJUSTED
* SCHEDULE OF SPENT FUEL MANAGEMENT EXPENDITURES (thousands, year of expenditure dollars)
Equipment &
Year      Labor      Materials    Energy      Burial      Other      Total 2063          6,299        488            0          0      3,186        9,973 2064          6,488        494            0          0      3,283      10,265 2065          6,648        500            0          O      3,364      10,512 2066          6,831        507            0          O      3,457      10,795 2067          7,018        513            0          O I    3,553      11,084 2068          7,230        520            0          0 l    3,661      11,411 527            0          O      3,752      11,689 2070          7,614        533            0          O      3,856      12,003 2071          7,824        540            0          O      3,963      12,327 2072          8,060        547            0          0      4,084      12,691 2073          8,260        554            0          0      4,185      12,999 _1 2074          8,488        561 ,          0          0      4,301      13,350 2075          8,721        569 ,          0          0      4,419      13,709 2076          8,983        576            0          0      4,554      14,113 2077          9,205        583            0          0      4,667      14,455 2078          9,458        591            0          0      4,796      14,845 2079          9,717        599            0          0      4,928      15,244 2080        10,009        606            0          0      5,078      15,693 2081        10,257        614            0          0      5,204      16,075 2082        10,538        622            0          0      5,347      16,507 2083        10,826        630            0          0      5,495      16,951 2084        11,152        638            0          0      5,662      17,452 2085        11,428        647            0          0      5,802      17,877 2086        11,741        655            0          0      5,963      18,359 2087        12,063        663            0          0      6,127      18,853 2088        12,425        672            0          0      6,313      19,410 2089        12,732        681            0          0      6,470      19,883 2090        13,081        689            0          O      6,649      20,419 2091        13,440        698            0          0      6,832      20,970 2092        13,844        707            0          0      7,040      21,591 TLG Services, Inc.                                                              000213
 
Comanche Peak Nuclear Power Plant                            Document L11-1774-002, Rev. 0 Financial Escalation Analysis                                                Page 36 of 37 TABLE 9B (continued)
COMANCHE PEAK NUCLEAR POWER PLANT, UNIT 2 DECON ALTERNATIVE, CONTINGENCY ADJUSTED
* SCHEDULE OF SPENT FUEL MANAGEMENT EXPENDITURES (thousands, year of expenditure dollars)
Equipment &
Year      Labor        Materials    Energy      Burial        Other        Total 1
2093        14,186          716            0            0        7,215        22,117 2094        14,575          726            0            0        7,414        22,715 2095        14,429          735                                7,373        22,537 2096              0            0          0            O            0 Total      475,021      103,820            O            O    226,874      805,715
* Decommissioning costs adjusted for the 10% ceiling value required by Public Utility Commission of Texas' Substantive Rule 25.231(b)(1)(F)(i)
TLG Services, Inc.                                                                    000214
 
Comanche Peak Nuclear Power Plant                            Document L11-1774-002, Rev. 0 Financial Escalation Analysis                                                Page 37 of 37 TABLE 9C COMANCHE PEAK NUCLEAR POWER PLANT, UNIT 2 DECON ALTERNATIVE, CONTINGENCY ADJUSTED
* SCHEDULE OF SITE RESTORATION EXPENDITURES (thousands, year of expenditure dollars)
Equipment &
Year      Labor        Materials    Energy        Burial        Other        Total 2033            391            0            O            O            O            391 2034          1,632          110            0            0            1          1,743 2035          2,444          270            0            0            3          2,717 2036          2,613          194            0            0            1          2,808 2037          2,720          159            0            0            0          2,879 2038          1,642            94            O            0          353          2,089 2039              20            0            0            0          350            370 2040        19,887      15,388          319            0        2,790        38,384 2041        24,199      18,476          385            0        3,395        46,455 2042          3,880        2,923          61            0          545          7,409 2043-95            0            O            0            0            0              0 2096        23,321        2,454          22            0        4,408        30,205 Total        82,749      40,068          787            0      11,846      135,450
* Decommissioning costs adjusted for the 10% ceiling value required by Public Utility Commission of Texas' Substantive Rule 25.231(b)(1)(F)(i)
TLG Services, Inc.                                                                    000215
 
Fl+D 0
A (D
n
 
Comanche Peak Power Company LLC Funding Analysis for Comanche Peak Nuclear Power Plant Nuclear Decommissioning Trust June 2020 nnn217
 
Page 2 of 24 Funding Analysis for Comanche Peak Nuclear Power Plant Nuclear Decommissioning Trust June 2020 Table of Contents Exhibits                                                                Page 1 HISTORIC ASSETS AND ADMINISTRATION FEES I. BEGINNING BALANCE FOR CP1 AND CP2                                    3 II.ANNUAL ADMINISTRATIVE FEES AND EXPENSES  CP1 AND CP2                4 III. FORECAST LONG-TERM CAPITAL MARKET ASSUMPTIONS                      5 IV. ANNUAL CONTRIBUTION COLLECTIONS  CP1 AND CP2                      6 2 DETERMINATION OF EXPECTED ANNUAL RETURNS I. WEIGHTED AVERAGE LIFE  CP1                                          7 II. WEIGHTED AVERAGE LIFE - CP2                                        10 III. ASSET ALLOCATION AND EXPECTED RETURNS  CP1 AND CP2                13 3 ESTIMATED ANNUAL DECOMMISSIONING EXPENDITURES I. CURRENT DOLLAR DECOMMISSIONING COST (Including 10% Contingency)      16
: 11. FUTURE DOLLAR DECOMMISSIONING COST (Including 10% Contingency)      18 4 ANNUAL PROJECTED FUNDING REQUIREMENT I. PROJECTED ANNUAL
 
==SUMMARY==
CP1                                      20
: 11. PROJECTED ANNUAL
 
==SUMMARY==
- CP2                                      22 III. CONTRIBUTION
 
==SUMMARY==
- CPNPP                                      24 000218
 
Page 3 of 24 Exhibit 1 COMANCHE PEAK POWER COMPANY LLC HISTORIC ASSETS & FEES AND FORECAST MARKET ASSUMPTIONS 2020 Funding Analysis I. BEGINNING BALANCE FOR CP1 AND CP2 Line                        December 31, 2019                        CP 1          CP 2            Total 1  Market Value                                                $  688,618,908  $ 762,704,159  $ 1,451,323,067 2  Tax Cost to Trust                                          $  365,285,048  $ 411,726,049  $  777,011,096 3    Taxable Gain      (Line 1 - Line 2)                      $  323,333,861  $ 350,978,110  $  674,311,971 4    Current Tax liability on Gain  (Line 3
* 20% tax rate)  $    64,666,772  $  70,195,622  $  134,862,394 5  Market Value    (Line 1)                                  $  688,618,908  $ 762,704,159  $ 1,451,323,067 6      Less tax due on the gains    (Line 4)                  $  (64,666,772) $ (70,195,622) $  (134,862,394) 7          Net Aker-Tax Value        (Line 5 - Line 6)        $  623,952,136  $ 692,508,537  $ 1,316,460,673 NOTES. (Exhibit 1, Part I)
Source BNY Mellon Trust Statements CP1 = Comanche Peak Nuclear Power Plant Unit #1 CP2 = Comanche Peak Nuclear Power Plant Unit #2 000219
 
Page 4 of 24 Exhibit 1 COMANCHE PEAK POWER COMPANY LLC HISTORIC ASSETS & FEES AND FORECAST MARKET ASSUMPTIONS 2020 Funding Analysis II. ANNUAL ADMINISTRATIVE FEES AND EXPENSES - CP1 AND CP2 (Qualified & Non-Qualified Trusts for Years 1990 through 2019)
Total Fees    After-Tax Fund      Total Fees        Cumulative Line  Year  & Expenses      Accumulation      & Expenses          Average (A)              (B)              (C)              (D) 0    1990 $            - $      2,692,810 1    1991        63,011        12,027,168    2 3400%            2 3400%
2    1992        68,248        21,938,028    0 5674%            1 4537%
3    1993        72,680        35,384,304    0 3313%            1 0796%
4    1994        137,200        54,498,992    0 3877%            0 9066%
5    1995        157,686        85,640,823    0 2893%            0 7831%
6    1996        230,398      113,357,508      0 2690%            0 6975%
7    1997        268,106      152,218,016      0 2365%            0 6316%
8    1998        411,554      198,212,817      0 2704%            0 5865%
9    1999        360,497      236,580,092      0 1819%            0 5415%
10    2000        428,491      251,966,537      0 1811%            0 5055%
11    2001        497,961      264,792,098      0 1976%            0 4775%
12    2002        703,708      260,881,442      0 2658%          0 4598%
13    2003        736,915      311,625,106      0 2825%          0 4462%
14    2004        696,090      346,568,619      0 2234%          0 4303%
15    2005        710,142      373,699,075      0 2049%          0 4153%
16    2006        741,938      424,867,663      0 1985%          0 4017%
17    2007        729,487      458,904,241      0 1717%          0 3882%
18    2008        801,677      385,153,952      0 1747%          0 3763%
19    2009        745,464      460,901,056      0 1935%          0 3667%
20    2010        943,790      515,612,651      0 2048%          0 3586%
21    2011        938,635      551,817,706      0 1820%          0 3502%
22    2012        928,159      621,538,919      0.1682%          0 3419%
23    2013        369,200      737,409,484      0 0594%          0 3296%
24    2014      1,951,004      827,285,193      0 2646%          0.3269%                0.17% Average over 25    2015      1,284,926      854,877,095      0.1553%          0.3201%                the last 10 years.
26    2016      1,432,847      938,026,084      0.1676%          0 3142%
27    2017      1,814,560    1,087,543,749      0 1934%          0 3097%
28    2018      1,937,855    1,080,584,463      0.1782%          0 3050%
29    2019      1,854,543    1,316,460,673      0 1716%          0 3004%
Avg 30  Annual    759,199 10      402,296,748        0.19%              0.30%          (Average over last 29 years )
Avg 31  Annual                                                          0.1745%          (Average over last 10 years )
NOTES (Exhibit 1. Part II)
(A) Total Fees & Expenses reported by BNY Mellon, as custodian Payments each year include some amounts for previous year accruals (B) Net After-Tax Fund Accumulation is the Market Value less tax liability (C) Fee as a percentage of the After Tax Accumulation at the beginning of the year (D) Simple cumulative average of column (C)
CP1 = Comanche Peak Nuclear Power Plant Unit #1 CP2 = Comanche Peak Nuclear Power Plant Unit #2 000220
 
Page 5 of 24 Exhibit 1 COMANCHE PEAK POWER COMPANY LLC HISTORIC ASSETS & FEES AND FORECAST MARKET ASSUMPTIONS 2020 Funding Analysis III. FORECAST LONG-TERM CAPITAL MARKET ASSUMPTIONS Forecast                                    Rates Line                            (A)                    *                  (B) 1  Long-term Capital Market Return Assumptions 2      Equity                                                          6.26%
3      Fixed income (Bonds)                                            3.05%
4        Cash                                                            2.20%
5  Federal income Tax Rate                                              20.0%
6  Month to begin proposed collections in 2020                              9 The contribution will occur in the following month NOTES (Exhibit 1, Part III)
Assumption Sources:
Lines 1-4    Average of two forecasts (A) JP Morgan Long-Term Capital Market Return Assumptions, 2020 Edition (B) Aon Hewitt Long-Term Capital Market Assumptions (30 Years) - 2020 01 Line 5        Based on the current Federal Income Tax rate of 20% with no State Income Tax Line 6        Timing assumption for initial collections based on this Funding Analysis 000221
 
Page 6 of 24 Exhibit 1 COMANCHE PEAK POWER COMPANY LLC HISTORIC ASSETS & FEES AND FORECAST MARKET ASSUMPTIONS 2020 Funding Analysis IV. ANNUAL CONTRIBUTION COLLECTIONS - CP1 AND CP2 (Collections deposited in the Trust each year)
CP 1            CP 2              Total Line  Year          (A)              (B)                (C) 1  2015  $    7,853,901  $    8,999,964  $    16,853,865 2    2016        11,247,797        7,751,860        18,999,657 3  2017        11,765,107        8,108,384        19,873,491 4  2018        12,805,945        8,825,719        21,631,664 5  2019        13,090,718        9,021,981        22,112,700 Avg 6  Annual      11,352,694        8,541,582        19,894,275 NOTES (Exhibit 1, Part IV)
(A) & (B) & (C) Nuclear Decommissioning Collections deposited in the Trust each year Reported in the annual Status of Nuclear Decommissioning Funds -
Transferee Company Annual Report by Luminant Generation Company LLC CP1 = Comanche Peak Nuclear Power Plant Unit #1 CP2 = Comanche Peak Nuclear Power Plant Unit #2 000222
 
Page 7 of 24 Exhibit 2 COMANCHE PEAK POWER COMPANY LLC DETERMINATION OF EXPECTED ASSET ALLOCATION 2020 Funding Analysis I. WEIGHTED AVERAGE LIFE - CP1 Remaining                Time    Weighted Line  Year    Spending        Life    Dollars to go Weighting Avg Life Tngger Points (A)  (B)      (C)          (D)          (E)        (F)      (G)          (H) 1  2019                -  77 5    1,794,504,000 2  2020                -  76.5    1,794,504,000  0 00      71.8 3  2021                -  75 5    1,794,504,000  0.00      71.8 4  2022                -  74 5    1,794,504,000  0.00      71.8 5  2023                    73.5    1,794,504,000  0.00      71.8 6  2024                -  72 5    1,794,504,000  0 00      71.8 7  2025              -  71.5    1,794,504,000  0 00      71.8 8  2026              -  70 5    1,794,504,000  0 00      71.8 9  2027              -  69 5    1,794,504,000  0.00      71.8 10  2028              -  68.5    1,794,504,000  0 00      71.8    Trigger Point:
11  2029                  67.5    1,794,504,000  0.00      71.8    Equity limited to 12  2030    101,768,000  66 5    1,692,736,000  3.77      71.8    30% at license expiration (2030 13  2031    172,710,000  65 5    1,520,026,000  6.68      68.0    for Unit #1) 14  2032    177,481,000  64 5    1,342,545,000  7.53      61.4 15  2033      137,330,000  63 5    1,205,215,000  6.50      53.8 16  2034      118,995,000  62 5    1,086,220,000  6.17      47.3 17  2035      81,668,000  61.5    1,004,552,000  4.62      41.2 18  2036      22,388,000  60 5      982,164,000  1.35      36.5 19  2037      22,902,000  59 5      959,262,000  1.39      35.2 20  2038      26,553,000  58 5      932,709,000  1.62      33.8 21  2039      30,224,000  57 5      902,485,000  1 86      32.2 22  2040      33,150,000  56 5      869,335,000  2.08      30.3 23  2041      31,524,000  55 5      837,811,000  2 01      28.3 24  2042      9,409,000  54.5      828,402,000  0.61      26.2 25  2043      5,321,000  53 5      823,081,000  0.34      25.6 26  2044      5,478,000  52.5      817,603,000  0.35      25.3 27  2045      5,610,000  51 5      811,993,000  0.35      24.9 28  2046      5,771,000  50 5      806,222,000  0.36      24.6 29  2047      5,936,000  49.5      800,286,000  0.36      24.2 30  2048      6,120,000  48.5      794,166,000  0.37      23.9 31  2049      6,275,000  47.5      787,891,000  0.38      23.5 32  2050      6,452,000  46 5      781,439,000  0.38      23.1 33  2051      6,632,000  45.5      774,807,000  0 39      22.7 34  2052      6,835,000  44 5      767,972,000  0.39      22.3 35  2053      7,004,000  43 5      760,968,000  0 40      22.0 000223
 
Page 8 of 24 Exhibit 2 COMANCHE PEAK POWER COMPANY LLC DETERMINATION OF EXPECTED ASSET ALLOCATION 2020 Funding Analysis I. WEIGHTED AVERAGE LIFE - CP1 Remaining                  Time    Weighted Line  Year    Spending        Life    Dollars to go  Weighting Avg Life Trigger Points (A)  (B)        (C)          (D)          (E)          (F)      (G)        (H) 36  2054        7,197,000  42.5      753,771,000  0.40      21 6 37  2055        7,394,000  41.5      746,377,000  0.41      21.2 38  2056        8,329,000  40 5      738,048,000  0 45      20.7 39  2057        8,528,000  39.5      729,520,000  0 46      20.3 40  2058        8,754,000  38 5      720,766,000  0.46      19.8 41  2059        8,986,000  37 5      711,780,000  0.47      19 4 42  2060        9,249,000  36.5      702,531,000  0 47      18.9 43  2061        9,471,000  35.5      693,060,000  0.48      18 4 44  2062        9,724,000  34.5      683,336,000  0.48      18.0 45  2063        9,983,000  33 5      673,353,000    0 49    17 5 46  2064      10,277,000  32.5      663,076,000    0 50    17.0 47  2065      10,524,000  31.5      652,552,000    0.50    16.5 48  2066      10,806,000  30.5      641,746,000    0.51    16.0 49  2067      11,097,000  29 5      630,649,000    0.51    15 5 50  2068      11,423,000  28.5      619,226,000    0.52    15 0 51  2069      11,700,000  27.5      607,526,000    0.52    14.5 52  2070      12,016,000  26 5      595,510,000    0.52    13.9 53  2071      12,340,000  25 5      583,170,000    0 53    13.4 54  2072      12,705,000  24.5      570,465,000    0.53    12 9 55  2073      13,014,000  23.5      557,451,000    0 54    12.3 56  2074      13,363,000  22 5      544,088,000    0.54    11.8 57  2075      13,723,000  21.5      530,365,000    0.54    11.3 58  2076      14,129,000  20 5      516,236,000    0 55    10.7 59  2077      14,471,000  19.5      501,765,000    0.55    10 2 60  2078      14,860,000  18.5      486,905,000    0.55      96 61  2079      15,259,000  17.5      471,646,000    0.55      91 62  2080      15,710,000  16 5      455,936,000    0.55      8.5 63  2081      16,092,000  15.5      439,844,000    0.55      80 64  2082      16,525,000  14.5      423,319,000    0 54      7.4 65  2083      16,969,000  13 5      406,350,000    0 54      69 66  2084      17,471,000  12 5      388,879,000    0.54      64 67  2085      17,895,000  11.5      370,984,000    0.53      5.8 68  2086      18,378,000  10 5      352,606,000    0.52      53 69  2087      18,873,000    9.5      333,733,000    0.51      4.8 Trigger Point:
70  2088      19,432,000    8.5      314,301,000    0.49      4.3    Equity limited to 71  2089      19,903,000    7.5      294,398,000    0 47      3.8      0% when the Weighted 72  2090      20,441,000    6.5      273,957,000    0.45      33 Average Life 73  2091      20,992,000    5.5      252,965,000    0 42      28      reaches two and 74  2092      21,614,000    4.5      231,351,000    0.38      2.4      a half years, which occurs in 75  2093      22,140,000    35        209,211,000    0.33      20      2092 for Unit #1.
76  2094      22,738,000    2.5      186,473,000    0 27      1.7 77  2095      115,637,000    1.5        70,836,000  0.93      1.4 78  2096      70,836,000    05                      0.50      05 79 80  Total $ 1,794,504,000                                                  000224
 
Page 9 of 24 Exhibit 2 COMANCHE PEAK POWER COMPANY LLC DETERMINATION OF EXPECTED ASSET ALLOCATION 2020 Funding Analysis I. WEIGHTED AVERAGE LIFE - CP1 Remaining                      Time      Weighted Line  Year          Spending            Life    Dollars to go      Weighting  Avg Life      Trigger Points (A)    (B)              (C)              (D)          (E)            (F)        (G)                (H)
NOTES. (Exhibit 2, Part l and 11)
(E)    Sum of column (C) spending in all subsequent years.
(D)    Assume remaining life for next years expenditure is one half year (F)    The time weighted life at the end of the year in column (B).
Formula.
(G)    The weighted average life at the end of the year in column (B).
Formula:
(H)    Tngger Points are based on weighted average life defined in Substantive Rule &sect;25 303 (e)(3)(B)(vi).
CP1 = Comanche Peak Nuclear Power Plant Unit #1 CP2 = Comanche Peak Nuclear Power Plant Unit #2 000225
 
Page 10 of 24 Exhibit 2 COMANCHE PEAK POWER COMPANY LLC DETERMINATION OF EXPECTED ASSET ALLOCATION 2020 Funding Analysis II. WEIGHTED AVERAGE LIFE - CP2 Remaining                  Time    Weighted Line Year    Spending        Life    Dollars to go Weighting Avg Life Trigger Points (A)  (B)        (C)          (D)          (E)        (F)      (G)        (H) 1  2019                -  77.5      1,896,826,000 2  2020                -  76.5      1,896,826,000  0 00      72.8 3  2021                -  75 5      1,896,826,000  0.00      72.8 4  2022                -  74 5      1,896,826,000  0.00      72.8 5  2023                -  73.5      1,896,826,000  0.00      72.8 6  2024                    72.5      1,896,826,000  0.00      72.8 7  2025                    71 5      1,896,826,000  0.00      72.8 8  2026                -  70 5      1,896,826,000  0.00      72 8 9  2027                -  69.5      1,896,826,000  0.00      72.8 10  2028                -  68 5      1,896,826,000  0.00      72.8 11  2029                    67.5      1,896,826,000  0.00      72.8 12  2030                    66.5      1,896,826,000  0 00      72.8 13  2031                -  65.5      1,896,826,000  0.00      72.8    Trigger Point:
14  2032                -  64.5      1,896,826,000  0.00      72.8    Equity limited to 15  2033      97,573,000  63.5      1,799,253,000  3.27      72.8    30% at license expiration. (2033 16  2034      161,558,000  62.5      1,637,695,000  5 61      69.5    for Unit #2) 17  2035      177,756,000  61.5      1,459,939,000  6.68      63.9 18  2036      160,265,000  60 5      1,299,674,000  6.64      57 2 19  2037      153,373,000  59.5      1,146,301,000  7.02      50.6 20  2038      130,684,000  58.5      1,015,617,000  6.67      43.6 21  2039      72,685,000  57.5        942,932,000  4.12      36 9 22  2040      51,699,000  56.5        891,233,000  3 10      32.8 23  2041      51,497,000  55.5        839,736,000  3.21      29 7 24  2042      12,586,000  54 5        827,150,000  0 82      26 5 25  2043        5,316,000  53.5        821,834,000  0 34      25.6 26  2044        5,473,000  52.5        816,361,000  0 35      25.3 27  2045        5,604,000  51 5        810,757,000  0.35      25.0 28  2046        5,765,000  50.5        804,992,000  0 36      24.6 29  2047        5,929,000  49.5        799,063,000  0.36      24.2 30 2048        6,114,000  48 5        792,949,000  0.37      23.9 31 2049        6,270,000  47.5        786,679,000  0.38      23.5 32 2050        6,445,000  46.5        780,234,000  0.38      23.1 33 2051        6,625,000  45.5        773,609,000  0.39      22.7 34 2052        6,827,000  44.5        766,782,000  0.39      22.4 35 2053        6,997,000  43.5        759,785,000  0.40      22.0 000226
 
Page 11 of 24 Exhibit 2 COMANCHE PEAK POWER COMPANY LLC DETERMINATION OF EXPECTED ASSET ALLOCATION 2020 Funding Analysis II. WEIGHTED AVERAGE LIFE - CP2 Remaining                  Time    Weighted Line Year    Spending        Life    Dollars to go  Weighting Avg Life Trigger Points (A)  (B)        (C)          (D)          (E)          (F)      (G)          (H) 36  2054        7,189,000  42 5      752,596,000  0.40      21.6 37  2055        7,386,000  41.5      745,210,000  0 41      21 2 38  2056        8,320,000  40 5      736,890,000  0.45      20.8 39  2057        8,519,000  39 5      728,371,000  0.46      20.3 40  2058        8,745,000  38 5      719,626,000  0 46      19.9 41  2059        8,977,000  37 5      710,649,000  0 47      19.4 42  2060        9,238,000  36.5      701,411,000  0.47      18.9 43  2061        9,461,000  35 5      691,950,000  0.48      18.4 44  2062        9,713,000  34.5      682,237,000  0 48      18.0 45  2063        9,973,000  33.5      672,264,000  0 49      17.5 46  2064      10,265,000  32.5      661,999,000  0.50      17.0 47  2065      10,512,000  31.5      651,487,000  0.50      16.5 48  2066      10,795,000  30.5      640,692,000  0 51      16.0 49  2067      11,084,000  29.5      629,608,000  0 51      15.5 50  2068      11,411,000  28.5      618,197,000  0.52      15.0 51  2069      11,689,000  27.5      606,508,000  0.52      14.5 52  2070      12,003,000  26.5      594,505,000  0.52      13.9 53  2071      12,327,000  25.5      582,178,000  0 53      13.4 54  2072      12,691,000  24.5      569,487,000  0.53      12.9 55  2073      12,999,000  23.5      556,488,000  0 54      12.4 56  2074      13,350,000  22.5      543,138,000  0.54      11.8 57  2075      13,709,000  21.5      529,429,000  0 54      11.3 58  2076      14,113,000  20.5      515,316,000  0.55      10.7 59  2077      14,455,000  19.5      500,861,000  0 55      10.2 60  2078      14,845,000  18.5      486,016,000  0 55      9.6 61  2079      15,244,000  17.5      470,772,000  0 55      9.1 62  2080      15,693,000  16.5      455,079,000  0 55      8.6 63  2081      16,075,000  15 5      439,004,000  0.55      80 64  2082      16,507,000  14.5      422,497,000  0 55      7.5 65  2083      16,951,000  13 5      405,546,000  0 54      6.9 66  2084      17,452,000  12 5      388,094,000  0 54      6.4 67  2085      17,877,000  11.5      370,217,000  0.53      58 68  2086      18,359,000  10.5      351,858,000  0 52      5.3 69  2087      18,853,000    95        333,005,000  0.51      4.8 Trigger 70  2088      19,410,000    85        313,595,000  0.50      4.3 Point:
71  2089      19,883,000    7.5      293,712,000  0.48      3.8    Equity limited to 72  2090      20,419,000    65        273,293,000  0.45      3.3    0% when the 73  2091                                                              Weighted 20,970,000    55        252,323,000  0.42      2.8 Average Life 74  2092      21,591,000    45        230,732,000  0 39      24    reaches two 75 2093      22,117,000    35        208,615,000  0.34      2.0    and a half years, which 76 2094      22,715,000    25        185,900,000  0.27      17 occurs in 2092 77 2095      115,502,000    1.5        70,398,000  0.93      1.4    for Unit 2 78 2096      70,398,000    0.5                    0 50      0.5 79 80 Total $ 1,896,826,000                                                  000227
 
Page 12 of 24 Exhibit 2 COMANCHE PEAK POWER COMPANY LLC DETERMINATION OF EXPECTED ASSET ALLOCATION 2020 Funding Analysis II WEIGHTED AVERAGE LIFE - CP2 Remaining                      Time      Weighted Line  Year          Spending            Life    Dollars to go      Weighting    Avg Life        Trigger Points (A)    (B)              (C)              (D)          (E)            (F)        (G)                (H)
NOTES: (Exhibit 2, Part l and 11)
(E)    Sum of column (C) spending in all subsequent years.
(D)    Assume remaining life for next years expenditure is one half year.
(F)    The time weighted life at the end of the year in column (B).
Formula: Column (F) = column (C) / (previous year column (E) ) X column (D)
(G)    The weighted average life at the end of the year in column (B).
Formula. Column (G) = sum of remaining values in column (F)
(H)    Tngger Points are based on weighted average life defined in Substantive Rule &sect;25.303 (e)(3)(B)(vi)
CP1 = Comanche Peak Nuclear Power Plant Unit #1 CP2 = Comanche Peak Nuclear Power Plant Unit #2 000228
 
Page 13 of 24 Exhibit 2 COMANCHE PEAK POWER COMPANY LLC DETERMINATION OF EXPECTED ASSET ALLOCATION 2020 Funding Analysis III. ASSET ALLOCATION AND EXPECTED RETURNS - CP1 AND CP2 Spending                            Asset Allocation            Returns
                                  % of    End of Year                                . After      After Line Year  from Trust    Balance  NDT Balance    Equity Bonds    Cash Composite Fees      Tax (A)  (B)      (C)          (D)        (E)        (F)    (G)      (H)    (1)      (-I)      (K) 1  2019              -            1,316,460,673 2  2020              -    0.0%    1,387,166,718  60%      40%      0%  4.976%  4.801%    3.841%
3  2021              -    0.0%    1,460,174,416  60%      40%      0%  4.976%  4.801%    3.841%
4  2022                    0.0%    1,535,986,480  60%      40%      0%  4.976%  4.801%    3.841%
5  2023              -    0 0%    1,614,710,631  60%      40%      0%  4.976%  4.801%    3.841%
6  2024              -    0.0%    1,696,458,728  60%      40%      0%  4.976%  4.801%    3.841%
7  2025              -    0.0%    1,781,346,926  60%      40%      0%  4.976%  4.801%    3.841%
8  2026                    0.0%    1,869,495,842  60%      40%      0%  4.976%  4.801%    3.841%
9  2027              -    0.0%    1,961,030,728  60%      40%      0%  4.976%  4.801%    3.841%
10  2028              -    0.0%    2,051,020,869  50%    50%      0%  4 655%  4.480%    3.584%
11  2029              -    0 0%    2,138,944,740  40%      60%      0%  4.334%  4.159%    3.328%
12  2030    101,768,000    4 8%    2,109,613,448  30%    65%      5%  3 973%  3.798%    3.038%
13  2031    172,710,000    8 2%    2,003,347,453  30%    62%      8%  3 943%  3.769%    3.015%
14  2032    177,481,000    8.9%    1,888,946,817  30%    61%      9%  3 938%  3.763%    3.011%
15  2033    234,903,000  12 4%    1,708,304,614  30%    58%      12%  3 907%  3.733%    2.986%
16  2034    280,553,000  16.4%    1,474,151,390  30%    54%      16%  3 873%  3.699%    2.959%
17  2035    259,424,000  17.6%    1,254,403,468  30%    52%      18%  3 863%  3.689%    2.951%
18  2036    182,653,000  14.6%    1,106,314,528  30%    55%      15%  3.889%  3.715%    2 972%
19  2037    176,275,000  15.9%      960,202,452  30%    54%      16%  3 878%  3 703%    2.962%
20 2038    157,237,000  16.4%      829,055,394  30%    54%      16%  3 874%  3.699%    2.959%
21 2039    102,909,000  12.4%      749,368,550  30%    58%      12%  3.907%  3.733%    2.986%
22 2040      84,849,000  11.3%      685,684,023  30%    59%      11%  3 917%  3 742%    2.994%
23 2041      83,021,000  12.1%      621,913,886  30%    58%      12%  3.910%  3.736%    2.988%
24 2042      21,995,000    3 5%      618,531,936  30%    66%      4%  3 983%  3 808%    3.047%
25 2043      10,637,000    1.7%      626,653,736  30%    68%      2%  3.998%  3.824%    3 059%
26 2044      10,951,000    1.7%      634,704,011  30%    68%      2%  3.998%  3 824%    3.059%
27 2045      11,214,000    1.8%      642,732,690  30%    68%      2%  3.998%  3 823%    3 059%
28 2046      11,536,000    1.8%      650,678,810  30%    68%      2%  3 998%  3.823%    3 059%
29 2047      11,865,000    1.8%      658,532,682  30%    68%      2%  3.998%  3 823%    3.058%
30 2048      12,234,000    1 9%      666,250,592  30%    68%      2%  3.997%  3.823%    3.058%
31 2049      12,545,000    1.9%      673,887,643  30%    68%      2%  3.997%  3 822%    3 058%
32 2050      12,897,000    1 9%      681,399,451  30%    68%      2%  3 997%  3.822%    3.058%
33 2051      13,257,000    1 9%      688,773,993  30%    68%      2%  3.996%  3.822%    3 058%
34 2052      13,662,000    2.0%      695,961,063  30%    68%      2%  3.996%  3.822%    3 057%
35 2053      14,001,000    2.0%      703,022,360  30%    68%      2%  3.996%  3.821%    3 057%
000229
 
Page 14 of 24 Exhibit 2 COMANCHE PEAK POWER COMPANY LLC DETERMINATION OF EXPECTED ASSET ALLOCATION 2020 Funding Analysis III. ASSET ALLOCATION AND EXPECTED RETURNS - CP1 AND CP2 Spending                              Asset Allocation            Retums
                                  % of    End of Year                                    After    After Line Year    from Trust    Balance  NDT Balance    Equity Bonds    Cash Composite Fees      Tax (A)  (B)        (C)          (D)        (E)        (F)    (G)      (H)    (l)      (J)      (K) 36  2054      14,386,000  2.0%      709,907,008    30%    68%      2%  3.996%  3.821%    3.057%
37  2055      14,780,000  2.1%      716,600,387    30%    68%      2%  3 995%  3.821%    3 057%
38  2056      16,649,000  2 3%      721,589,168    30%    68%      2%  3.993%  3.819%    3 055%
39  2057      17,047,000  2.4%      726,324,381    30%    68%      2%  3 993%  3.818%    3.055%
40  2058      17,499,000  2.4%      730,743,053    30%    68%      2%  3 993%  3.818%    3 054%
41  2059      17,963,000  2.5%      734,823,202    30%    68%      2%  3.992%  3 818%    3 054%
42 2060      18,487,000  2.5%        738,493,115    30%    67%      3%  3.992%  3.817%    3 054%
43 2061      18,932,000  2.6%        741,820,934    30%    67%      3%  3 991%  3 817%    3 053%
44 2062      19,437,000  2.6%        744,734,837    30%    67%      3%  3.991%  3.816%    3 053%
45 2063      19,956,000  2.7%        747,207,809    30%    67%      3%  3.990%  3 816%    3.053%
46 2064      20,542,000  2.7%        749,157,840    30%    67%      3%  3 990%  3 815%    3.052%
47 2065      21,036,000  2 8%        750,662,897    30%    67%      3%  3.989%  3 815%    3 052%
48 2066      21,601,000  2.9%        751,636,758    30%    67%      3%  3.989%  3.814%    3 051%
49 2067      22,181,000  3.0%        752,047,788    30%    67%      3%  3.988%  3 813%    3.051%
50 2068      22,834,000  3 0%        751,804,105    30%    67%      3%  3.987%  3 813%    3 050%
51 2069      23,389,000  3.1%        750,985,761    30%    67%      3%  3.987%  3 812%    3.050%
52 2070      24,019,000  3 2%        749,498,467    30%    67%      3%  3.986%  3 811%    3 049%
53 2071      24,667,000  3.3%        747,303,295    30%    67%      3%  3.985%  3.811%    3.048%
54 2072      25,396,000    3 4%      744,295,737    30%    67%      3%  3.984%  3 810%    3 048%
55 2073      26,013,000    3.5%      740,565,311    30%    67%      3%  3.983%  3 809%    3.047%
56 2074      26,713,000    3.6%      736,005,009    30%    66%      4%  3.982%  3.808%    3.046%
57 2075      27,432,000    3 7%      730,569,941    30%    66%      4%  3.981%  3 807%    3 045%
58 2076      28,242,000    3.9%      724,140,264    30%    66%      4%  3.980%  3.806%    3 045%
59 2077      28,926,000  4 0%        716,814,208    30%    66%      4%  3.979%  3 805%    3.044%
60 2078      29,705,000  4 1%        708,467,183    30%    66%      4%  3.978%  3 803%    3 043%
61 2079      30,503,000  4 3%        699,048,440    30%    66%      4%  3.976%  3.802%    3 042%
62 2080      31,403,000  4.5%        688,420,859    30%    66%      4%  3.975%  3.800%    3 040%
63 2081      32,167,000  4 7%        676,686,316    30%    65%      5%  3.973%  3.799%    3 039%
64 2082      33,032,000  4.9%        663,707,638    30%    65%      5%  3.972%  3.797%    3 038%
65 2083      33,920,000    5.1%      649,423,150    30%    65%      5%  3.970%  3 795%    3 036%
66 2084      34,923,000    5 4%      633,675,287    30%    65%      5%  3.967%  3 793%    3.034%
67 2085      35,772,000    5 6%      616,576,511    30%    64%      6%  3.965%  3.791%    3 032%
68 2086      36,737,000    6 0%      597,966,866    30%    64%      6%  3.962%  3.788%    3 030%
69 2087      37,726,000    6 3%      577,775,497    30%    64%      6%  3.959%  3.785%    3.028%
70 2088      38,842,000    6 7%      555,824,154    30%    63%      7%  3.956%  3.781%    3.025%
71 2089      39,786,000    7 2%      530,858,352    20%    73%      7%  3.631%  3.457%    2 765%
72 2090      40,860,000    7.7%      502,783,830    10%    82%      8%  3.306%  3.131%    2 505%
73 2091      41,962,000    8.3%      471,631,750    0%    92%      8%  2.979%  2.805%    2 244%
74 2092      43,205,000    9 2%      438,498,849    0%    91%      9%  2.972%  2.798%    2.238%
75 2093      44,257,000  10.1%      403,534,239    0%    90%      10%  2 964%  2.790%    2.232%
76 2094      45,453,000  11.3%      366,549,636    0%    89%      11%  2.954%  2.780%    2 224%
77 2095      231,139,000  63.1%      140,107,974    0%    37%      63%  2 514%  2.339%    1 872%
78 2096      141,234,000  100.0%                0    0%      0%    100%  2.200%  2.025%    1.620%
79  0                  -  0 0%                  -    0%    100%      0%  3.050%  2.875%    2 300%
80 Total $ 3,691,330,000                                                                000230
 
Page 15 of 24 Exhibit 2 COMANCHE PEAK POWER COMPANY LLC DETERMINATION OF EXPECTED ASSET ALLOCATION 2020 Funding Analysis III. ASSET ALLOCATION AND EXPECTED RETURNS - CP1 AND CP2 Spending                                      Asset Allocation                  Returns
                                        % of        End of Year                                              After      After Line  Year      from Trust      Balance      NDT Balance      Equity Bonds      Cash Composite Fees      Tax (A)    (B)          (C)            (D)              (E)          (F)    (G)      (H)      (1)        (-1)      (K)
NOTES: (Exhibit 2, Part III)
(D)  Column (C) divided by the Previous year's Column (E)
Spending for year divided by the Previous year's Ending of Year NDT Balance (F)-(H) Asset Allocation each year (I)  Retum composite based on the year's asset allocation [Returns from Exhibit 1, Part 111, Lines 2-41 (Equity return x Equity allocation) + (Bond return x Bond allocation) + (Cash retum x Cash allocation)
(J)  Column (I) - Fees & Expenses        [Fees & Expenses from Exhibit 1, Part 11, Line 26]
(K)  Column (J) X (1 - Income Tax Rate)        [Income Tax rate from Exhibit 1, Part 3, Line 5]
CP1 = Comanche Peak Nuclear Power Plant Unit #1 CP2 = Comanche Peak Nuclear Power Plant Unit #2 000231
 
Page 16 of 24 Exhibit 3 COMANCHE PEAK POWER COMPANY LLC ESTIMATED ANNUAL DECOMMISSIONING EXPENDITURES 2020 Funding Analysis I. CURRENT DOLLAR DECOMMISSIONING COST (Including 10% Contingency) 2019 Dollar Decommissioning Cost (1)
Line Period      CP 1                  CP 2              Total Cost (A)                  (B)            (C) = (A) + (B) 1  2030      74,716,000      $              -    $    74,716,000 2    2031    125,197,000                    -        125,197,000 3  2032    128,420,000                    -        128,420,000 4    2033      98,109,000            66,956,000        165,065,000 5  2034      83,795,000          109,478,000        193,273,000 6    2035      55,744,000          120,186,000        175,930,000 7  2036      13,705,000          106,643,000          120,348,000 8  2037      13,668,000          100,173,000          113,841,000 9  2038      15,855,000            82,129,000          97,984,000 10  2039      17,209,000            42,225,000          59,434,000 11  2040      19,838,000            31,961,000          51,799,000 12  2041      18,805,000            31,839,000          50,644,000 13  2042      5,207,000            7,240,000          12,447,000 14  2043      2,691,000            2,688,000            5,379,000 15  2044      2,698,000            2,695,000            5,393,000 16  2045      2,691,000            2,688,000            5,379,000 17  2046      2,691,000            2,688,000            5,379,000 18  2047      2,691,000            2,688,000            5,379,000 19  2048      2,698,000            2,695,000            5,393,000 20  2049      2,691,000            2,688,000            5,379,000 21  2050      2,691,000            2,688,000            5,379,000 22  2051      2,691,000            2,688,000            5,379,000 23  2052      2,698,000            2,695,000            5,393,000 24  2053      2,691,000            2,688,000            5,379,000 25  2054      2,691,000            2,688,000            5,379,000 26  2055      2,691,000            2,688,000            5,379,000 27  2056      3,076,000            3,073,000            6,149,000 28  2057      3,069,000            3,065,000            6,134,000 29  2058      3,069,000            3,065,000            6,134,000 30  2059      3,069,000            3,065,000            6,134,000 31  2060      3,076,000            3,073,000            6,149,000 32  2061      3,069,000            3,065,000            6,134,000 33  2062      3,069,000            3,065,000            6,134,000 34  2063      3,069,000            3,065,000            6,134,000 35  2064      3,076,000            3,073,000            6,149,000 36  2065      3,069,000            3,065,000            6,134,000 37  2066      3,069,000            3,065,000            6,134,000 38  2067      3,069,000            3,065,000            6,134,000 39  2068      3,076,000            3,073,000            6,149,000 40  2069      3,069,000            3,065,000            6,134,000 000232
 
Page 17 of 24 Exhibit 3 COMANCHE PEAK POWER COMPANY LLC ESTIMATED ANNUAL DECOMMISSIONING EXPENDITURES 2020 Funding Analysis I. CURRENT DOLLAR DECOMMISSIONING COST (Including 10% Contingency) 2019 Dollar Decommissioning Cost (1)
Line  Period            CP 1                    CP 2                Total Cost (A)                    (B)              (C) = (A) + (B) 41    2070            3,069,000              3,065,000              6,134,000 42    2071            3,069,000              3,065,000              6,134,000 43    2072            3,076,000              3,073,000              6,149,000 44    2073            3,069,000              3,065,000              6,134,000 45    2074            3,069,000              3,065,000              6,134,000 46    2075            3,069,000              3,065,000              6,134,000 47    2076            3,076,000              3,073,000              6,149,000 48    2077            3,069,000              3,065,000              6,134,000 49    2078            3,069,000              3,065,000              6,134,000 50    2079            3,069,000              3,065,000              6,134,000 51    2080            3,076,000              3,073,000              6,149,000 52    2081            3,069,000              3,065,000              6,134,000 53    2082            3,069,000              3,065,000              6,134,000 54    2083            3,069,000              3,065,000              6,134,000 55    2084            3,076,000              3,073,000              6,149,000 56    2085            3,069,000              3,065,000              6,134,000 57    2086            3,069,000              3,065,000              6,134,000 58    2087            3,069,000              3,065,000              6,134,000 59    2088            3,076,000              3,073,000              6,149,000 60    2089            3,069,000              3,065,000              6,134,000 61    2090            3,069,000              3,065,000              6,134,000 62    2091            3,069,000              3,065,000              6,134,000 63    2092            3,076,000              3,073,000              6,149,000 64    2093            3,069,000              3,065,000              6,134,000 65    2094            3,069,000              3,065,000              6,134,000 66    2095          15,163,000              15,145,000              30,308,000 67    2096          10,354,000              10,213,000              20,567,000 68    2097                                                                  -
69  Totals    $    850,550,000        $    878,768,000      $ 1,729,318,000 NOTES: Exhibit 3, Part l)
(1) As found in Table 4 and 5 of Comanche Peak Nuclear Power Plant Financial Escalation Analysis prepared by TLG Services Inc. Includes an allowance for contingency of 10% of the cost of decommissioning in compliance with Substantive Rule &sect;25.231(b)(1)(F)(i).
CP1 = Comanche Peak Nuclear Power Plant Unit #1 CP2 = Comanche Peak Nuclear Power Plant Unit #2 000233
 
Page 18 of 24 Exhibit 3 COMANCHE PEAK POWER COMPANY LLC ESTIMATED ANNUAL DECOMMISSIONING EXPENDITURES 2020 Funding Analysis II. FUTURE DOLLAR DECOMMISSIONING COST (Including 10% Contingency)
Future Dollar Decommissioning Cost (1)
Line Period      CP 1                  CP 2            Total Cost (A)                    (B)          (C) = (A) + (B) 1  2030    101,768,000      $              -    $  101,768,000 2  2031    172,710,000                      -        172,710,000 3  2032    177,481,000                      -        177,481,000 4  2033    137,330,000            97,573,000        234,903,000 5  2034    118,995,000            161,558,000        280,553,000 6  2035    81,668,000            177,756,000        259,424,000 7  2036    22,388,000            160,265,000        182,653,000 8  2037    22,902,000            153,373,000        176,275,000 9  2038    26,553,000            130,684,000        157,237,000 10  2039    30,224,000            72,685,000        102,909,000 11  2040    33,150,000            51,699,000          84,849,000 12  2041    31,524,000            51,497,000          83,021,000 13  2042      9,409,000            12,586,000          21,995,000 14  2043      5,321,000              5,316,000          10,637,000 15  2044      5,478,000              5,473,000          10,951,000 16  2045      5,610,000              5,604,000          11,214,000 17  2046      5,771,000              5,765,000          11,536,000 18  2047      5,936,000              5,929,000          11,865,000 19  2048      6,120,000              6,114,000          12,234,000 20  2049      6,275,000              6,270,000          12,545,000 21  2050      6,452,000              6,445,000          12,897,000 22  2051      6,632,000              6,625,000          13,257,000 23  2052      6,835,000              6,827,000          13,662,000 24  2053      7,004,000              6,997,000          14,001,000 25  2054      7,197,000              7,189,000          14,386,000 26  2055      7,394,000              7,386,000          14,780,000 27  2056      8,329,000              8,320,000          16,649,000 28  2057      8,528,000              8,519,000          17,047,000 29  2058      8,754,000              8,745,000          17,499,000 30  2059      8,986,000              8,977,000          17,963,000 31  2060      9,249,000              9,238,000          18,487,000 32  2061      9,471,000              9,461,000          18,932,000 33  2062      9,724,000              9,713,000          19,437,000 34  2063      9,983,000              9,973,000          19,956,000 35  2064    10,277,000            10,265,000          20,542,000 36  2065    10,524,000            10,512,000          21,036,000 37  2066    10,806,000            10,795,000          21,601,000 38  2067    11,097,000            11,084,000          22,181,000 39  2068    11,423,000            11,411,000          22,834,000 40  2069    11,700,000            11,689,000          23,389,000 000234
 
Page 19 of 24 Exhibit 3 COMANCHE PEAK POWER COMPANY LLC ESTIMATED ANNUAL DECOMMISSIONING EXPENDITURES 2020 Funding Analysis II. FUTURE DOLLAR DECOMMISSIONING COST (Including 10% Contingency)
Future Dollar Decommissioning Cost (1)
Line  Period            CP 1                    CP 2                Total Cost (A)                    (B)              (C) = (A) + (B) 41    2070          12,016,000              12,003,000            24,019,000 42    2071          12,340,000              12,327,000            24,667,000 43    2072          12,705,000              12,691,000            25,396,000 44    2073          13,014,000              12,999,000            26,013,000 45    2074          13,363,000              13,350,000            26,713,000 46    2075          13,723,000              13,709,000            27,432,000 47    2076          14,129,000              14,113,000            28,242,000 48    2077          14,471,000              14,455,000            28,926,000 49    2078          14,860,000              14,845,000            29,705,000 50    2079          15,259,000              15,244,000            30,503,000 51    2080          15,710,000              15,693,000            31,403,000 52    2081          16,092,000              16,075,000            32,167,000 53    2082          16,525,000              16,507,000            33,032,000 54    2083          16,969,000              16,951,000            33,920,000 55    2084          17,471,000              17,452,000            34,923,000 56    2085          17,895,000              17,877,000            35,772,000 57    2086          18,378,000              18,359,000            36,737,000 58    2087          18,873,000              18,853,000            37,726,000 59    2088          19,432,000              19,410,000            38,842,000 60    2089          19,903,000              19,883,000            39,786,000 61    2090          20,441,000              20,419,000            40,860,000 62    2091          20,992,000              20,970,000            41,962,000 63    2092          21,614,000              21,591,000            43,205,000 64    2093          22,140,000              22,117,000            44,257,000 65    2094          22,738,000              22,715,000            45,453,000 66    2095          115,637,000            115,502,000            231,139,000 67    2096          70,836,000              70,398,000            141,234,000 68 69            $ 1,794,504,000        $ 1,896,826,000        $ 3,691,330,000 NOTES: (Exhibit 3, Part II)
(1) As found in Table 8 and 9 of Comanche Peak Nuclear Power Plant Financial Escalation Analysis prepared by TLG Services Inc. Includes an allowance for contingency of 10% of the cost of decommissioning in compliance with Substantive Rule &sect;25.231(b)(1)(F)(1).
CP1 = Comanche Peak Nuclear Power Plant Unit #1 CP2 = Comanche Peak Nuclear Power Plant Unit #2 000235
 
Page 20 of 24 Exhibit 4 COMANCHE PEAK POWER COMPANY LLC ANNUAL PROJECTED FUNDING REQUIREMENT 2020 Funding Analysis I. PROJECTED ANNUAL
 
==SUMMARY==
- CP1 Net Fund    Decommissioning    Fund      Weighted  Net Line Year Contributions    Earnings          Outlays    Accumulation  Avg Life Retum (A)      (B)            (C)              (D)            (E)        (F)      (G) 1  2019                Balance at 12/31/19        >      623,952,136 2  2020  12,012,715      24,197,915                -  660,162,766  71 8    3.841%
3  2021  13,992,779      25,626,864                -  699,782,410  71 8    3.841%
4  2022  13,992,779      27,148,731                -  740,923,920  71.8    3.841%
5  2023  13,992,779      28,729,055                -  783,645,754  71.8    3.841%
6  2024  13,992,779      30,370,083                -  828,008,616  71.8    3.841%
7  2025  13,992,779      32,074,145                -  874,075,541  71 8    3.841%
8  2026  13,992,779      33,843,665                -  921,911,985  71.8    3.841%
9  2027  13,992,779      35,681,154                -  971,585,918  71 8    3.841%
10  2028  13,992,779      35,076,226                - 1,020,654,923  71.8    3.584%
11  2029  13,992,779      34,196,043                - 1,068,843,745  71.8    3.328%
12  2030    3,498,195      30,983,227      101,768,000 1,001,557,167  71.8    3.038%
13  2031                    27,594,459      172,710,000  856,441,626  68.0    3.015%
14  2032                    23,112,021      177,481,000  702,072,647  61 4    3.011%
15  2033                    18,915,006      137,330,000  583,657,653  53 8    2.986%
16  2034                    15,510,509      118,995,000  480,173,162  47.3    2.959%
17  2035                    12,965,445      81,668,000  411,470,606  41.2    2.951%
18  2036                    11,895,330      22,388,000  400,977,937  36 5    2.972%
19  2037                    11,539,517      22,902,000  389,615,454  35.2    2.962%
20  2038                    11,137,523      26,553,000  374,199,977  33 8    2.959%
21  2039                    10,723,749      30,224,000  354,699,726  32 2    2.986%
22  2040                    10,122,769      33,150,000  331,672,495  30 3    2 994%
23  2041                    9,440,856      31,524,000  309,589,352  28.3    2.988%
24  2042                    9,289,057        9,409,000  309,469,409  26 2    3 047%
25  2043                    9,385,585        5,321,000  313,533,993  25 6    3.059%
26  2044                    9,506,935        5,478,000  317,562,929  25.3    3 059%
27  2045                    9,627,745        5,610,000  321,580,674  24.9    3.059%
28  2046                    9,747,570        5,771,000  325,557,244  24.6    3.059%
29  2047                    9,866,045        5,936,000  329,487,288  24.2    3.058%
30  2048                    9,982,666        6,120,000  333,349,954  23.9    3 058%
31  2049                    10,097,858        6,275,000  337,172,812  23.5    3 058%
32  2050                    10,211,352        6,452,000  340,932,164  23.1    3.058%
33  2051                    10,322,824        6,632,000  344,622,989  22.7    3 058%
34  2052                    10,431,689        6,835,000  348,219,678  22 3    3.057%
35  2053                    10,538,406        7,004,000  351,754,084  22 0    3.057%
36  2054                    10,642,688        7,197,000  355,199,772  21 6    3 057%
37  2055                    10,744,156        7,394,000  358,549,927  21 2    3.057%
38  2056                    10,826,451        8,329,000  361,047,379  20.7    3.055%
39  2057                    10,898,760        8,528,000  363,418,139  20 3    3.055%
40  2058                    10,966,585        8,754,000  365,630,724  19.8    3.054%
41  2059                    11,029,422        8,986,000  367,674,146  19 4    3.054%
42  2060                    11,086,390        9,249,000  369,511,536  18.9    3.054%
43  2061                    11,137,924        9,471,000  371,178,459  18 4    3 053%
44  2062                    11,183,549        9,724,000  372,638,009  18 0    3.053%
45  2063                    11,222,669        9,983,000  373,877,678  17.5    3.053%
46  2064                    11,254,280      10,277,000  374,854,958  17 0
 
Page 21 of 24 Exhibit 4 COMANCHE PEAK POWER COMPANY LLC ANNUAL PROJECTED FUNDING REQUIREMENT 2020 Funding Analysis I. PROJECTED ANNUAL
 
==SUMMARY==
- CP1 Net Fund    Decommissioning        Fund            Weighted                Net Line  Year    Contributions        Earnings          Outlays      Accumulation        Avg Life              Return (A)          (B)              (C)              (D)              (E)              (F)                  (G) 47  2065                          11,278,861        10,524,000      375,609,818        16 5                3.052%
48  2066                          11,295,841        10,806,000      376,099,659        16 0                3 051%
49  2067                          11,304,497        11,097,000      376,307,156        15.5                3.051%
50  2068                          11,303,707        11,423,000      376,187,863        15 0                3.050%
51  2069                          11,293,960        11,700,000      375,781,823        14.5                3.050%
52  2070                          11,274,564        12,016,000      375,040,387        13.9                3.049%
53  2071                          11,244,690        12,340,000      373,945,077        13 4                3.048%
54  2072                          11,203,057        12,705,000      372,443,135        12 9                3.048%
55  2073                          11,150,170        13,014,000      370,579,304        12 3                3.047%
56  2074                          11,085,287        13,363,000      368,301,591        11.8                3.046%
57  2075                          11,007,468        13,723,000      365,586,059        11.3                3 045%
58  2076                          10,915,206        14,129,000      362,372,265        10 7                3.045%
59  2077                          10,809,046        14,471,000      358,710,311        10.2                3 044%
60  2078                          10,688,099        14,860,000    354,538,410          9.6                3.043%
61  2079                          10,551,285        15,259,000      349,830,696          91                3.042%
62  2080                          10,396,898        15,710,000      344,517,594          85                3.040%
63  2081                          10,225,434        16,092,000    338,651,027          8.0                3.039%
64  2082                          10,035,876        16,525,000      332,161,904          7.4                3.038%
65  2083                            9,826,973      16,969,000      325,019,877          6.9                3.036%
66  2084                            9,596,779      17,471,000      317,145,656          6.4                3.034%
67  2085                            9,345,816      17,895,000      308,596,472          58                3.032%
68  2086                            9,072,873      18,378,000      299,291,345          5.3                3.030%
69  2087                            8,776,487      18,873,000      289,194,832          48                3 028%
70  2088                            8,454,452      19,432,000      278,217,284          4.3                3.025%
71  2089                            7,418,401        19,903,000      265,732,685          38                2.765%
72  2090                            6,400,204        20,441,000    251,691,888          3.3                2.505%
73  2091                            5,411,567        20,992,000    236,111,455          28                2.244%
74    2092                            5,042,537        21,614,000    219,539,991          2.4                2.238%
75  2093                            4,652,551        22,140,000    202,052,543          20                2.232%
76    2094                            4,240,418        22,738,000    183,554,961          1.7                2.224%
77    2095                            2,353,280      115,637,000      70,271,241          1.4                1.872%
78    2096                              564,759        70,836,000              (0)        05                1.620%
79 80  Totals    141,445,923      1,029,105,941    1,794,504,000 NOTES. (Exhibit 4, Part l)
Line 1 Net After-tax Market Value of the Trust at December 31, 2019. (See Exhibit 1, Part I, line 7)
Line 2 Current contributions for 9 months with new rates implemented on September 1, 2020 (Contributions lag by one month)
Columns (B) Assumes new rates are implemented and continue until the end of each unit's license.
(C) Fund earnings are net of projected expenses and taxes. (C) = [ previous (E) + [ (B) - (D) ] / 2 j* Return (D) Decommissioning Cost from Exhibit 3, Part II.
(E) Column (E) = Previous year (E) + Current year (B) + Current year (C) - Current year (D).
(F) Weighted Average Life (See Column (G) on Exhibit 2, Part I & II)
(G)  Net after-tax and fee Retum from Exhibit 2, Part III 000237
 
Page 22 of 24 Exhibit 4 COMANCHE PEAK POWER COMPANY LLC ANNUAL PROJECTED FUNDING REQUIREMENT 2020 Funding Analysis II. PROJECTED ANNUAL
 
==SUMMARY==
- CP2 Net Fund    Decommissioning    Fund      Weighted  Net Line Year Contributions    Earnings          Outlays    Accumulation  Avg Life Return (A)      (B)            (C)              (D)          (E)        (F)      (G) 1  2019                Balance at 12/31/19        >      692,508,537 2  2020    7,746,062      26,749,353                -  727,003,952  72 8    3 841%
3  2021    5,359,503      28,028,552                -  760,392,007  72 8    3 841%
4  2022    5,359,503      29,311,051                -  795,062,560  72 8    3.841%
5  2023    5,359,503      30,642,814                -  831,064,877  72 8    3 841%
6  2024    5,359,503      32,025,732                -  868,450,112  72.8    3.841%
7  2025    5,359,503      33,461,771                -  907,271,385  72.8    3.841%
8  2026    5,359,503      34,952,970                    947,583,858  72.8    3.841%
9  2027    5,359,503      36,501,450                -  989,444,810  72.8    3.841%
10  2028    5,359,503      35,561,633                - 1,030,365,946  72.8    3 584%
11  2029    5,359,503      34,375,546                - 1,070,100,995  72.8    3.328%
12  2030    5,359,503      32,595,784                - 1,108,056,281  72 8    3 038%
13  2031    5,359,503      33,490,043                - 1,146,905,827  72 8    3.015%
14  2032    5,359,503      34,608,840                - 1,186,874,170  72 8    3 011%
15  2033    1,339,876      34,005,916      97,573,000 1,124,646,961  72.8    2.986%
16  2034                    30,889,267      161,558,000  993,978,229  69 5    2.959%
17  2035                    26,710,633      177,756,000  842,932,862  63 9    2.951%
18  2036                    22,668,730      160,265,000  705,336,592  57 2    2.972%
19  2037                    18,623,407      153,373,000  570,586,998  50 6    2.962%
20  2038                    14,952,419      130,684,000  454,855,417  43.6    2.959%
21  2039                    12,498,407      72,685,000  394,668,824  36.9    2 986%
22  2040                    11,041,703      51,699,000  354,011,527  32.8    2 994%
23  2041                    9,810,007      51,497,000  312,324,534  29.7    2.988%
24  2042                    9,323,993      12,586,000  309,062,528  26.5    3 047%
25  2043                    9,373,215        5,316,000  313,119,742  25 6    3 059%
26  2044                    9,494,340        5,473,000  317,141,082  25 3    3.059%
27  2045                    9,614,934        5,604,000  321,152,016  25.0    3.059%
28  2046                    9,734,550        5,765,000  325,121,566  24.6    3 059%
29  2047                    9,852,827        5,929,000  329,045,393  24.2    3.058%
30  2048                    9,969,244        6,114,000  332,900,637  23.9    3 058%
31  2049                    10,084,194        6,270,000  336,714,831  23.5    3.058%
32  2050                    10,197,455        6,445,000  340,467,287  23.1    3 058%
33  2051                    10,308,717        6,625,000  344,151,004  22.7    3.058%
34  2052                    10,417,381        6,827,000  347,741,386  22.4    3 057%
35  2053                    10,523,891        6,997,000  351,268,276  22 0    3 057%
36  2054                    10,627,960        7,189,000  354,707,236  21.6    3.057%
37  2055                    10,729,223        7,386,000  358,050,459  21.2    3 057%
38  2056                    10,811,330        8,320,000  360,541,789  20 8    3.055%
39  2057                    10,883,453        8,519,000  362,906,242  20 3    3.055%
40  2058                    10,951,087        8,745,000  365,112,330  19 9    3.054%
41  2059                    11,013,727        8,977,000  367,149,057  19.4    3.054%
42  2060                    11,070,523        9,238,000  368,981,580  18.9    3.054%
43  2061                    11,121,895        9,461,000  370,642,475  18.4    3.053%
44  2062                    11,167,354        9,713,000  372,096,829  18.0    3.053%
45  2063                    11,206,302        9,973,000  373,330,131  17 5    3.053%
46  2064                    11,237,751      10,265,000  374,302,882  17 0    66612/4
 
Page 23 of 24 Exhibit 4 COMANCHE PEAK POWER COMPANY LLC ANNUAL PROJECTED FUNDING REQUIREMENT 2020 Funding Analysis
: 11. PROJECTED ANNUAL
 
==SUMMARY==
- CP2 Net Fund    Decommissioning        Fund            Weighted                Net Line  Year    Contributions        Earnings          Outlays      Accumulation        Avg Life                Return (A)          (B)                (C)              (D)            (E)                (F)                  (G) 47  2065                          11,262,196        10,512,000    375,053,078          16.5                3.052%
48  2066                          11,279,021        10,795,000    375,537,099          16.0                3.051%
49  2067                          11,287,533        11,084,000    375,740,632          15.5                3 051%
50  2068                          11,286,610        11,411,000    375,616,242          15 0                3 050%
51  2069                          11,276,695        11,689,000    375,203,938          14 5                3.050%
52  2070                          11,257,142        12,003,000    374,458,080          13.9                3.049%
53  2071                          11,227,137        12,327,000    373,358,217          13 4                3.048%
54  2072                          11,185,385        12,691,000    371,852,602          12 9                3.048%
55  2073                          11,132,404        12,999,000    369,986,007          12 4                3.047%
56  2074                          11,067,411        13,350,000    367,703,418          11.8                3.046%
57  2075                          10,989,464        13,709,000    364,983,882          11.3                3.045%
58  2076                          10,897,117        14,113,000    361,767,999          10.7                3 045%
59  2077                          10,790,898        14,455,000    358,103,897          10 2                3.044%
60  2078                          10,669,876        14,845,000    353,928,773          9.6                3.043%
61  2079                          10,532,971        15,244,000    349,217,744          9.1                3.042%
62  2080                          10,378,521        15,693,000    343,903,266          86                  3.040%
63  2081                          10,207,023        16,075,000    338,035,288          80                  3.039%
64  2082                          10,017,446        16,507,000    331,545,734          7.5                3 038%
65  2083                            9,808,539        16,951,000    324,403,273          6.9                3.036%
66  2084                            9,578,358        17,452,000    316,529,631          6.4                3.034%
67  2085                            9,327,409        17,877,000    307,980,040          5.8                3 032%
68  2086                            9,054,481        18,359,000    298,675,521          53                  3.030%
69  2087                            8,758,144        18,853,000    288,580,665          4.8                3 028%
70  2088                            8,436,206        19,410,000    277,606,871          43                  3.025%
71  2089                            7,401,797        19,883,000    265,125,668          3.8                2.765%
72  2090                            6,385,274        20,419,000    251,091,942          3.3                2 505%
73  2091                            5,398,353        20,970,000    235,520,295          28                  2.244%
74  2092                            5,029,563        21,591,000    218,958,858          2.4                2.238%
75  2093                            4,639,838        22,117,000    201,481,696          20                  2.232%
76  2094                            4,227,979        22,715,000    182,994,676          1.7                2 224%
77  2095                            2,344,057      115,502,000      69,836,733          1.4                1.872%
78  2096                              561,267        70,398,000                0        0.5                1.620%
79 80  Totals      73,399,969      1,130,917,494    1,896,826,000 NOTES (Exhibit 4, Part II)
Line 1 Net After-tax Market Value of the Trust at December 31, 2019 (See Exhibit 1, Part I, line 7)
Line 2 Current contributions for 9 months with new rates implemented on September 1, 2020 (Contributions lag by one month)
Columns (B) Assumes new rates are implemented and continue until the end of each unit's license.
(C)  Fund earnings are net of projected expenses and taxes. (C) = [ previous (E) + [ (B) - (D) 1 / 2 ]
* Return (D)  Decommissioning Cost from Exhibit 3, Part II (E)  Column (E) = Previous year (E) + Current year (B) + Current year (C) - Current year (D).
(F)  Weighted Average Life (See Column (G) on Exhibit 2, Part I & II)
(G)    Net after-tax and fee Retum from Exhibit 2, Part III 000239
 
Page 24 of 24 Exhibit 4 COMANCHE PEAK POWER COMPANY LLC 2020 Funding Analysis III. CONTRIBUTION
 
==SUMMARY==
 
Line                          Description                                CP 1              CP 2            Total 1  Average annual amounts currently being collected                  11,352,694          8,541,582      19,894,275 2  Current Contribution Allocation                                    57.1%            42.9%            100.0%
3  Annual funding amount determined in this nuclear decommissioning Funding Analysis                        13,992,779          5,359,503      19,352,282 4  Contribution Allocation                                            72 3%            27.7%            100.0%
5  Change in annual contributions determined in this Analysis          2,640,086        (3,182,079)        (541,993) 6  Funding Analysis   
 
== Conclusions:==
 
7    (A) Change the allocation of collections between CP 1 and CP 2 as shown above.
8    (B) Maintain the same collection factor NOTES: (Exhibit 4, Part III)
Line 1-2 represents the average annual collections over the last five years (See Exhibit 1, Part IV)
Line 3-4 represents the new collection rate calculated in this Funding Analysis and the allocation between units Line 5 shows a change in required annual collection rates of -$541,993 or (2 7%)
Line 6-8 Funding Analysis conclusions CP1 = Comanche Peak Nuclear Power Plant Unit #1 CP2 = Comanche Peak Nuclear Power Plant Unit #2 000240
 
Control Number: 50945 Item Number: 2 Addendum StartPage: 0
 
                                                                                              ///*R--6*:ZN
                                                                                            < REEC~.
                                                                                          ?~ J ol 20242
                                                                                                            \433~-R.0 DOCKET NO. 50945                                      0 1
                                                                                          \C ek APPLICATION OF COMMANCHE                                          &sect;        PUBLIC UTILITY eQMMIRSION    4 PEAK POWER COMPANY LLC FOR                                        &sect;                          tt)-7 REVIEW OF NUCLEAR                                                &sect;                    OF TEXAS*~ELERMc5f~
DECOMMISSIONING COST STUDY                                        &sect; AND FUNDING ANALYSIS UNDER 16                                    &sect; TAC &sect; 25.303*(2)                                                  &sect; ORDER NO. 1 REQUIRING COMMISSION STAFF'S COMMENTS This Order addresses Comanche Peak Power Company LLC's June 17, 2020 application for a review of a nuclear decommissioning cost study and funding analysis under 16 Texas Administrative Code &sect; 25.303(f)(2).
By August 7,2020, Commission Staff must file comments on the application, including recommendations on the sufficiency of the application and notice. Commission Staff must also file a procedural schedule for further processing of the application.
Signed at Austin, Texas the 20th day of July 2020.
PlBUC' UT1!Lrn COjl,113.SION OF TEXAS 1 7 /,\-
EUN*R Bl]*ICH,GTER ImEF AD,lrVSTRAT]VE LAW JUDGE Q \CADM\Docket Management\Electric\MISCELLANEOUS\50xxx\50945-1 docx
\\puc4-aav-fs\shared\cadm\docket management\electnc\miscellaneous\50xxx\50945-1 docx
 
Control Number: 50945 Item Number: 3 Addendum StartPage: 0
 
0929/P'..
                                                                                              <<.<04 RECEIVED xtb, Nd<    AUG D 7 2020
                                                                                                      \L\\
Iml i><Ij DOCKET NO. 50945                          44                    lbl
                                                                                \\ \ BY              /0//
APPLICATION OF COMMANCHE                    &sect;                                A~-/ '/
PUBLIC UTILITY COM. _- - -____~V'%*,/f PEAK POWER COMPANY LLC FOR                  &sect;                                      Xtiwtt3bt5>/
REVIEW OF NUCLEAR                            &sect;                  OF TEXAS DECOMMISSIONING COST STUDY                  &sect; AND FUNDING ANALYSIS UNDER                  &sect; 16 TAC &sect;25.303(f)(2)                        &sect; COMMISSION STAFF'S SUFFICIENCY RECOMMENDATION COMES NOW the Staff(Staff) ofthe Public Utility Commission of Texas (Commission),
representing the public interest, and files this Sufficiency Recommendation. In support thereof, Staff would show the following:
I.      BACKGROUND On June 16, 2020, Comanche Peak Power Company LLC (Comanche Peak) filed an application for review of a nuclear decommissioning cost study and funding analysis under 16 Texas Administrative Code &sect; 25.303(f)(2).
On July 20,2020, the Administrative Law Judge (ALJ) issued Order No. 1, directing Commission Staffto file a recommendation regarding the sufficiency of the application and notice and providing a proposed procedural schedule by August 20, 2018. Therefore, the pleading is timely filed.
II. COMMENTS REGARDING SUFFICIENCY AND NOTICE Staffhas reviewed the application and recommends that the application and notice be found sufficient.
1 Uj
 
III. PROPOSED PROCEDURAL SCHEDULE Staff recommends the following procedural schedule:
Event                                              Date Deadline for Comanche Peak to file proof of        August 24,2020 notice Deadline to file motions to intervene              September 1,2020 Deadline for intervenors to request hearing, or    September 11,2020 deadline for intervenor comments on the merits, if not requesting a hearing Deadline for Staff to request a hearing, or        September 21,2020 deadline for Staffto file recommendation ifnot requesting a hearing Deadline for Comanche Peak to respond to            September 28,2020 intervenor or Staff recommendations and to request a hearing, or deadline for parties to file proposed findings of fact, conclusions of law, and ordering paragraphs.
IV.      CONCLUSION Staff respectfully requests the entry of an order finding the application and notice sufficient and adopting the above referenced procedural schedule.
2
 
Dated: August 7,2020 Respectfully submitted, PUBLIC UTILITY COMMISSION OF TEXAS LEGAL DIVISION Rachelle Nicolette Robles Division Director Eleanor D'Ambrosio Managing Attorney
                                                /s/ John Harrison John Harrison State Bar No. 24097806 1701 N. Congress Avenue P.O. Box 13326 Austin, Texas 78711-3326 (512) 936-7277 (512) 936-7268 (facsimile)
John.Harrison@puc.texas.gov DOCKET NO. 50945 CERTIFICATE OF SERVICE I certify that, unless otherwise ordered by the presiding officer, notice of the filing of this document was provided to all parties ofrecord viaelectronic mail on August 7,2020, in accordance with the Order Suspending Rules, issued in Project No. 50664.
                                                /s/ John Harrison John Harrison 3
 
Control Number: 50945 Item Number: 5 Addendum StartPage: 0
 
                                                                                                                  ~NA
                                                                                                          /ZI ~RS
                                                                                                  <C/ ftkA
                                                                                              / /ff\.
                                                                                            //A>~
Ilt..t
                                                                                                      -rrp\\JED ':CV
                                                                                          ~            AUG 1 2 1020 FUJ DOCE[I 3<<k 5-*5                                \*c          BY_      -Ij
                                                                                                                  ,/.j APPLICATION OF COMANCHE PEAK
* POWER COMPANY LLC FOR REVIEW
* OF N/CLFAR DECOMMISSIONING
* rt,UC t,UIIJ COMZU,&sect;8**%
COST STUD&#xa5; AND FUNDING
* ANAIXSIS UNDER 16 TAI &sect; 25-3*3(i*Z)                    *                      *ILI~$
AFFIDAUT REGARDING PROO, <<* Vm I STATE OF TEXAS COUNTY OF DALLAS                  &sect; BEFORE ME. the undetsigmed :=ul~giitly afqp,e,mudl. lb=iklg Gmtl dili* sw.eini. dem~Be{i anti stated:
: 1.      --My name is Gary- L Moor I aiimii Diue=ou- dr Ligmli Apwmdimn&#xa3;. 0 m,Im tthc autijurizedi legal representative ot- Comamche Peak Pe#rir Cg=iputmy IL]L&#xa3;' <<llomum:ik ]Mmit"h. liariing its principal place of b,Bines5 at 6555 Skmt IDuiirc b#,& -I[X 75@B~l. Il am tikM: authorized:
legal Iep,esentali&#xa5;e of Ccmu=Imthc: Fk~k limr Ilkdkidt Na. 5(0045.. Q Iluaxe pensenut ]*nowledge of the facts staied in tlgis, Aflmdl~il. 0 amm ~o>>,e:r lilhr ilig,: wfmwzl*g~mr iuld' aln. cfoinperenr tra make the feiIOWimig 5*atfaome,n,ik Ch) June ] 6.2020. Co,naache Pemk fill=1 wziml~ 11!h,r VI,Mit t[hiit;y i'QlnmiH!510}I. @f -I:exas its decommissionhng cost s:u* *midl fui=dlig~# =ud]$3ih #b]I- olkjt: Winilmdte Ihnik Nitcjenr Power Plant pursuant to thi: ie~i*e==G e#~1[h.. UGL (Dldk
* 39..30*> amdl l]&, liex. .Admin. ade i 25303.
Following the filing. CommmA#e IP~uk sjmntt wiiti Emd]Em at iuo~~/ (df tihr nuclear decommissioning c&#xa9;st stl*ly amidl f*ndmng ammll~sii&#xa3; tko, tihif ([Dflfi-Em: <Dif IFUiblic liliilit&#xa5; (Counsel in accordance with the r'unizrmnnxmb &#xa9;lf 16 Ta. Aalkmihm Cadir
* Z5..BDE((1#IC) 1.
: 4.      Following the filing of ihe 2pplli~c~~iiom- Camamdkie ]Mmlk tnmtmmli ai c.iagY* ef tile decommissioning cos[ s:udy a=11 fimm~img mlm!1~&sect;5*E ikm Mztlt Tnmmh= Mik* S]=b.urne. and Clavton Zachary at O=or Elecm,ir Deb=3: Camtwum,4 L[L&#xa3; fage L
 
The fomgeing statemeu/t; ajitlzr=,i by me lint iU=2 Iirtii *cgnltect 10 Ihe *bt:*t J/d-'izt)- djiebv,.kidgpe and belief.-
                                                    *4-gjv&#xa3;_      itt
                                                                        'A-*/' *-OI_
SUBSCRIBED AND SWORN TO BEDORE ME am iais l ~isy *nf,jkaziait .303-i. b?-
li.n.ajned bf:~_
,J<<-4'f-Eyt- . A-ffiai 0
          /k...f. 1%-    7:.-MO TFEW
                      *4, 'LIE, C * =233 (t<<EP
              -t.-'4  Ep.es *Dclobe. 22, 202D ,
3<oug-i' PIibbj--+47*xzu,
 
Control Number: 50945 Item Number: 6 Addendum StartPage: 0
 
                                                                                      ,-5 -- O 4*-6/Cy>>
D \<<\
                                                                                                        \30 CC-EJ'VE f,h/
DOCKET NO. 50945                        ll  ~      St? 1. 1 202%
                                                                                                            \2%-hr> V /U-1\
APPLICATION OF COMMANCHE                      &sect;        PUBLIC UTILITY COMMIS#SDN----7 PEAK POWER COMPANY LLC FOR                    &sect;                          \\
                                                                          \ \llr-/L    \N-///*//0
                                                                                    /N (3 093>
REVIEW OF NUCLEAR                            &sect;                OF TEXAS        ln-u >>-
DECOMMISSIONING COST STUDY                    &sect; AND FUNDING ANALYSIS UNDER                    &sect; 16 TAC &sect; 25.303(f)(2)
COMMISSION STAFF'S FINAL RECOMMENDATION COMES NOW the Staff(Staff) ofthe Public Utility Commission of Texas (Commission),
representing the public interest, and files this Final Recommendation. In support thereof, Staff would show the following:
I.      BACKGROUND On June 16, 2020, Comanche Peak Power Company LLC (Comanche Peak) filed an application for review of a nuclear decommissioning cost study and funding analysis under 16 Texas Administrative Code (TAC) &sect; 25.303(f)(2).
On August 10, 2020, the Administrative Law Judge (ALJ) issued Order No. 2, directing Staff to file a final recommendation by September 21,2020. Therefore, the pleading is timely filed.
II. FINAL RECOMMENDATION As detailed in the attached memorandum of Darryl Tietjen of the Commission's Rate Regulation Division, Staff recommends approval of the application. The evidence provided by Comanche Peak demonstrates compliance with 16 TAC &sect; 25.303(f)(4).
III. CONCLUSION Staff respectfully requests the entry of an order approving the application.
1 O3
 
Dated: September 21, 2020 Respectfully submitted, PUBLIC UTILITY COMMISSION OF TEXAS LEGAL DIVISION Rachelle Nicolette Robles Division Director Eleanor D'Ambrosio Managing Attorney
_/s/ John Harrison John Harrison State Bar No. 24097806 1701 N. Congress Avenue P.O. Box 13326 Austin, Texas 78711-3326 (512) 936-7277 (512) 936-7268 (facsimile)
John.Harrison@puc.texas.gov DOCKET NO. 50945 CERTIFICATE OF SERVICE I certi fy that, unless otherwise ordered by the presiding officer, notice of the filing of this document was provided to all parties of record via electronic mail on September 21, 2020, in accordance with the Order Suspending Rules, issued in Project No. 50664.
                                                /s/ John Harrison John Harrison 2
 
Public Utility Commission of Texas Memorandum To:          John Harrison, Legal Division Fronn:      Darryl Tietjen, Rate Regulation Division Date:        September 21,2020 Re :        Docket No . 50945-Application of Comanche Peak Power Company LLC for Review of Nuclear Decommissioning Cost Study and Funding Analysis Under 16 TAC &sect; 25.3030)(2)
Recommendation I recommend approval of the request by Comanche Peak Power Company LLC (CPPC) to maintain at current annual funding levels the amount of estimated decommissioning expense for Units 1 and 2 of the Comanche Peak Nuclear Power Plant (Comanche Peak). Additionally, I recommend approval of CPPC's request to adjust the allocations between the Unit 1 and Unit 2 decommissioning funds from 57.1% for Unit 1 and 42.9% for Unit 2 to 72.3% for Unit 1 and 27.7% percent for Unit 2.
Background and General Information Both Units 1 and 2 of Comanche Peak have operating license terms of 40 years. Consistent with the expiration dates of the licenses, the expected dates for ceasing operations and beginning decommissioning expenditures are 2030 for Unit 1 and 2033 for Unit 2.
On behalfofCPPC, the engineering firm TLG Services, Inc. (TLG) issued in May 2020 an updated analysis ofthe cost of decommissioning Units 1 and 2. TLG developed a cost estimate (expressed in year-2019 dollars) of $1.729 billion, an amount that refiects a contingency rate of 10 percent as required by 16 Texas Administrative Code (TAC) &sect; 25.303(f)(2). Based on this cost estimate, and as further discussed below, an annual funding amount of $19.4 million over the remaining operating life of CPPC is necessary to fully fund the estimated future decommissioning costs.
CPPC states in its application that the five-year average ofdecommissioning fund collections from 2015-2019 was $19.9 million annually. CPPC further states (on page 2 of its filing) that the assumptions in the decommissioning study, financial escalation analysis, and funding analysis "likely have inherent and considerable uncertainty based on the predictability of long-term costs and market conditions." As a result of these considerations, CPPC proposes no change in the current funding rate.
Discussion The determination of an annual funding amount for future decommissioning expense requires various inputs and assumptions, including the rate at which the amount ofdecommissioning costs will escalate, the investment returns that the decommissioning trust fund will earn over time, the timing of the actual expenditures, and the overall time period over which the entire decommissioning process will occur. Based on the information in the current filing related to
 
Docket No. 50945-Staff Recommendation Page 2 of 2 Comanche Peak's updated decommissioning cost estimates, projected cost escalation, and anticipated investment returns, CPPC proposes no change in current collection levels, which, as noted above, have averaged $19.9 million per year over the last five years. CPPC does, however, propose an adjustment in the allocation between the Unit 1 and Unit 2 decommissioning funds from 57.1% for Unit 1 and 42.9% for Unit 2 to 72.3% for Unit 1 and 27.7% for Unit 2.
1 have reviewed the funding model and the information provided by CPPC in its filing and in response to informal discovery; this information includes the rates of return estimated by JP Morgan and Aon Hewitt,1 the tax and fee information provided by BNY Mellon, and the estimated decommissioning cost escalation rates as estimated by TLG. I believe that the types of investments and the expected rates of return assumed by the investment advisors over the investment horizon are reasonable and consistent with the provisions of 16 TAC &sect; 25.303 (which establishes the investment guidelines for nuclear decommissioning trust funds), and I find that the composite cost escalation rate of approximately 2.65%, as estimated by TLG, is generally consistent with the escalation rates approved by the Commission in other recent proceedings involving decommissioning-expense funding.2 Incorporating the inputs described above into CPPC's decommissioning-expense funding model results in an annual funding amount of approximately $19.4 million. For purposes of collecting an appropriate amount of annual decommissioning-expense funding for Comanche Peak, and as a conservative approach to ensuring adequate funding levels given the degree of inherent uncertainty in long-term financial and economic projections, I believe that CPPC's request to maintain funding at the current levels is reasonable. Additionally, to achieve a proper balancing of funds for Units 1 and 2,1 believe it is reasonable to approve CPPC's request to adjust the allocation between the Unit 1 and Unit 2 decommissioning funds from 57.1% for Unit 1 and 42.9% for Unit 2 to 72.3%
for Unit 1 and 27.7% for Unit 2. Accordingly, I recommend that the Commission approve CPPC's requests in this proceeding.
1 Aon Hewitt manages the trust investments, with Comanche Peak providing overall investment trust management oversight along with managers PIMCO, NISA Investment Advisors, Northern Trust, and BNY Mellon.
1 See, Application of NRG South Texas LP for Review ofthe Cost of Decommissioning Units 1 and 2 of the South Texas Project, Docket No . 48447 , Order ( Dec . 20 , 2018 ); Notice by the San Antonio City Public Service Board of Receipt of Updated Decommissioning Study and Filing Under 16 TAC &sect; 25.303(D, DocketNo. 48556, Order (Mar.
1,2019).
 
Control Number: 50945 Item Number: 7 Addendum StartPage: 0
 
4#// REC~NVEl) il/0/              V il-31 DOCKET NO. 50945                C,3 < SEP 2 8 2020
                                                                            \\Cl-~
APPLICATION OF COMANCHE PEAK                      &sect; t \ By_
PUBLIC UTILIT &#xa5;4GQMIVIISS-~N/ /
POWER COMPANY LLC FOR REVIEW                      &sect;                                C LE.1>>
OF NUCLEAR DECOMMISSIONING                        &sect;                  OF TEXAS -----
COST STUDY AND FUNDING                            &sect; ANALYSIS UNDER 16 TAC &sect; 25.303(f)(2)              &sect; JOINT PROPOSED ORDER AND REQUEST TO ADMIT EVIDENCE COMES NOW Comanche Peak Power Company LLC (Comanche Peak), together with the Staff (Staff) of the Public Utility Commission of Texas (Commission), representing the public interest, and files this Joint Proposed Order and Request to Admit Evidence of Comanche Peak for review of nuclear decommissioning cost study and funding analysis pursuant to 16 Texas Administrative Code (TAC) &sect; 25.303(f). The Proposed Order includes proposed findings of fact, conclusions of law, and ordering paragraphs, in compliance with Order No. 2. In accordance with Order No. 2, this filing is timely on September 28,2020.
I. REQUEST TO ADMIT EVIDENCE The parties jointly request to admit the following evidence into the record of this proceeding:
(a)      Comanche Peak's application for review of nuclear decommissioning cost study and funding analysis under 16 TAC &sect; 25.303(f)(2) filed on June 16,2020 (AlS Item No. 1);
(b)      Staff's sufficiency recommendation filed on August 7,2020 (AIS Item No. 3);
(c)      Comanche Peak's Affidavit Regarding Proof of Notice filed on August 12, 2020 (AlS Item No. 5); and (d)      Staff's final recommendation filed on September 21, 2020 (AIS Item No. 6).
II. PROPOSED ORDER The Proposed Order would approve Comanche Peak's recommendation regarding its nuclear decommissioning cost study and funding analysis pursuant to 16 TAC &sect; 25.303 to adjust the allocation of collections between the Unit 1 and Unit 2 decommissioning funds but make no change in the current collection rate. The docket was processed in accordance with applicable JOINT PROPOSED ORDER AND REQUEST TO ADMIT EVIDENCE                                          Page 1
 
statutes and Commission rules. Notice of the application was provided to interested parties. No protests and no requests for hearing were filed. Therefore, Comanche Peak and Staff are the only parties to this proceeding.
III. CONCLUSION Staff has reviewed Comanche Peak's filing and recommends its approval, and therefore, the parties respectfully request that the Commission adopt the attached findings of fact and conclusions of law as well as grant the admittance of the specified pieces of evidence.
Respectfully submitted, ls/ Kirk D. Rasmussen Kirk D. Rasmussen State Bar No. 24013374 Jackson Walker LLP 100 Congress Avenue, Suite 1100 Austin, Texas 78701 (512) 236-2000 (512) 691-4427 (fax)
Email: krasmussen@jw.com ATTORNEYS FOR COMANCHE PEAK POWER COMPANY LLC CERTIFICATE OF SERVICE I certify that a copy of this document was served on all parties of record on this date via the Commission's Interchange in accordance with the Commission's order in Docket No. 50664 suspending PUC Procedural Rule 22.74.
                                                      /s/ Kirk D. Rasmussen Kirk D. Rasmussen JOINT PROPOSED ORDER AND REQUEST TO ADMIT EVIDENCE                                          Page 2
 
DOCKET NO. 50945 APPLICATION OF COMANCHE PEAK                            &sect;    PUBLIC UTILITY COMMISSION POWER COMPANY LLC FOR REVIEW                            &sect; OF NUCLEAR DECOMMISSIONING                              &sect;                  OF TEXAS COST STUDY AND FUNDING                                  &sect; ANALYSIS UNDER 16 TAC &sect; 25.303(f)(2)                    &sect; PROPOSED ORDER This Order addresses the nuclear decommissioning cost study and funding analysis filing of Comanche Peak Power Company LLC (Comanche Peak) for review of the annual cost of decommissioning Comanche Peak Nuclear Power Plant Units 1 and 2 (CPNPP), pursuant to PURA1 &sect; 39.205 and 16 Texas Administrative Code (TAC) &sect; 25.303. Public Utility Commission of Texas (Commission) Staff recommended that the Commission approve the continuation of the current annual funding amounts for the cost of nuclear decommissioning related to CPNPP and authorizes Comanche Peak to make an adjustment in the allocation of collections between the Unit 1 and Unit 2 decommissioning funds that was shown as necessary through the cost study and funding analysis.
I.        Findings of Fact The Commission makes the following findings of fact.
Applicant
: 1. Comanche Peak is a power generation company registered with the Commission under power generation company number 20407.
: 2.      Comanche Peak is a power generation company that generates electricity that is intended to be sold at wholesale.
i Public Utility Regulatory Act, Tex. Util. Code &sect;&sect; 11.001-66.016 (PURA).
 
Application
: 3. On June 16,2020, Comanche Peak filed a study of the decommissioning costs of CPNPP, a financial escalation analysis of the decommissioning costs of CPNPP, and an updated funding analysis of CPNPP.
: 4. Comanche Peak requested no change to the current annual funding amounts for the cost of nuclear decommissioning related to CPNPP.
: 5. Comanche Peak requested an adjustment in the allocation of collections between the Unit 1 and Unit 2 decommissioning funds.
: 6. In Order No. 2 filed on August 10,2020, the administrative law judge (ALJ) found the application sufficient.
Decommissioninlz Costs and Funding
: 7. Comanche Peak administers a nuclear decommissioning trust fund for CPNPP, for which Oncor Electric Delivery Company, LLC (Oncor) is the collecting utility.
: 8. Comanche Peak's current annual funding amount approved in Docket No. 448452 is
        $20,077,165.
: 9. The contribution allocation approved in Docket No. 44845 is 57.1% for Unit 1 and 42.9%
for Unit 2.
Notice
: 10. Comanche Peak sent via FedEx a copy of the nuclear decommissioning cost study and funding analysis to the Office of Public Utility Counsel in accordance with the requirements of 16 TAC &sect; 25.303(f)(2).
1 Application of Luminant Generation Company LLC or Review of Nuclear Decommissioning Cost Study and Funding Analysis , Docket No . 44845 , Ordering Paragraph No . 2 (Nov . 6 , 2015 ).
: 11. Comanche Peak emailed a copy of the decommissioning cost study and funding analysis to Oncor.
: 12. In Order No. 2 filed on August 10,2020, the ALJ found the proposed notice sufficient.
: 13. On August 12,2020, Comanche Peak filed the affidavit of Gary L. Moor, Director of Legal Operations, attesting to the provision of notice as described in findings of fact 10 and 11.
CPNPP Nuclear Decommissioninu Trusts
: 14. As of December 31, 2019, the Net After-Tax Value of the trusts for CPNPP Units 1 and 2 was $1,316460,673, with $623,952,136 for Unit 1 and $692,508,537 for Unit 2.
: 15. The Decommissioning Cost Analysis for Comanche Peak Nuclear Power Plant, prepared by TLG Services, Inc. (TLG) dated May 2020 (Decommissioning Study) and Financial Escalation Analysis for the Comanche Peak Nuclear Power Plant (Financial Escalation Analysis), prepared by TLG in May 2020, estimate the total cost to decommission and completely dismantle CPNPP at $1,729 million in 2019 dollars assuming a ten percent contingency.
: 16. Based on the results of the Decommissioning Study and Financial Escalation Analysis, Comanche Peak performed a Funding Analysis for Comanche Peak Nuclear Power Plant (Funding Analysis) in June 2020.
: 17. The Funding Analysis shows a -2.7 percent difference between the required funding levels of $19.4 million and the five-year average CPNPP decommissioning fund collections from 2015-2019 of $19.9 million annually.
: 18. Because of the small difference in the required funding levels and five-year average collections and the inherent and considerable uncertainty ofthe predictability of long-term costs and market conditions, Comanche Peak proposed no change in the current collection rate.
: 19. Based on the results of the Funding Analysis, Comanche Peak proposed an adjustment in the allocation between the Unit 1 and Unit 2 decommissioning funds from 57.1% for Unit 1 and 42.9% for Unit 2 to 72.3% for Unit 1 and 27.7% for Unit 2.
: 20. On September 21, 2020, Commission Staff recommended approval of Comanche Peak's application.
Evidence
: 21. On September 28,2020, Commission Staff and Comanche Peak filed a joint request to admit evidence.
: 22. ln Order No. 3 filed on                  , the ALJ granted the joint request and admitted the following evidence into the record ofthis proceeding: (a) Comanche Peak's application for review of nuclear decommissioning cost study and funding analysis under 16 TAC &sect; 25.303(f)(2) filed on June 16,2020: (b) Commission Staff's sufficiency recommendation filed on August 7,2020; (c) Comanche Peak's A ffidavit Regarding Proof of Notice filed on August 12,2020; and (d) Commission Staff's final recommendation filed on September 21,2020.
Informal Disposition
: 23. More than 15 days have passed since the completion of the notice provided in this docket.
: 24. Commission Staff and Comanche Peak are the only parties to this proceeding.
: 25. No party filed protests or requests for hearing.
: 26. The decision is not adverse to any party.
 
II. Conclusions of Law The Commission makes the following conclusions of law.
The Commission has jurisdiction over the application under PURA &sect;&sect; 14.001,14.002, and 39.205.
Notice of this proceeding complies with 16 TAC &sect; 22.55 and 25.303(f)(2).
The Commission processed this application in accordance with PURA, the Administrative Procedure Acd and Commission rules.
The remaining costs associated with nuclear decommissioning obligations continue to be subject to cost of service regulation under PURA &sect; 39.205.
Under PURA &sect; 39.205, the Commission is authorized to adopt rules to ensure that decommissioning funds are prudently collected, managed, and spent for the intended purpose of such funds and that any surplus is returned to retail customers.
Comanche Peak filed its periodic study of the decommissioning costs for CPNPP and its updated decommissioning funding analysis in accordance with 16 TAC &sect; 25.303(f).
Comanche Peak has demonstrated that the funds in its nuclear decommissioning trusts are being invested prudently and in compliance with the investment guidelines set forth in 16 TAC &sect; 25.303(e).
Comanche Peak has demonstrated efforts to achieve optimum tax efficiency, including efforts to achieve "qualified" status in accordance with Internal Revenue Code &sect; 468A.
The annual funding amounts proposed by Comanche Peak for its nuclear decommissioning trust are necessary to ensure sufficient funds to decommission Comanche Peak Units 1 and 2 at the end of their useful life.
3 Administrative Procedure Act, Tex. Gov't Code &sect;&sect; 2001.001-.902.
: 10. The requirements for informal disposition set forth in 16 TAC &sect; 22.35 have been met in this proceeding.
III. Ordering Paragraphs In accordance with these findings of fact and conclusions of law, the Commission issues the following Order:
: 1.      The Commission approves the annual funding amounts for the cost of nuclear decommissioning related to Comanche Peak's ownership interest in CPNPP Units 1 and 2.
: 2.      The Commission approves maintaining the annual funding amount of $20,077,165 through 2025 effective the date of this Order.
: 3.      The Commission approves an adjustment in the allocation of the decommissioning funds of 72.3% for Unit 1 and 27.7% for Unit 2.
: 4.      All other motions, requests for entry of specific findings of fact and conclusions of law, and any other requests for general or specific relief, if not expressly granted herein, are hereby denied.
Signed at Austin, Texas the            day of            2020.
PUBLIC UTILITY COMMISSION OF TEXAS DEANN T. WALKER, CHAIRMAN ARTHUR C. D'ANDREA, COMMISSIONER SHELLY BOTKIN, COMMISSIONER
 
Control Number: 50945 Item Number: 8 Addendum StartPage: 0
 
ED            ~j~
                                                                                      ~/ RECEIV
                                                                                      / lcD DOCKET NO. 50945                              ~~i''
                                                                                      ~ BY-
                                                                                          \4                  7-/<7 P~L ING C\.~<<
APPLICATION OF COMMANCHE                                  &sect;      PUBLIC UTILITY CONIM**SION PEAK POWER COMPANY LLC FOR                                &sect; REVIEW OF NUCLEAR                                          &sect;                        OF TEXAS DECOMMISSIONING COST STUDY                                &sect; AND FUNDING ANALYSIS UNDER 16                              &sect; TAC &sect; 25.303*(2)                                          &sect; ORDER NO. 3 ADMITTING EVIDENCE This Order addresses the September 28,2020, joint request to admit evidence filed by Commission Staff and Comanche Peak Power Company LLC. The following evidence is admitted into the record of this proceeding:
: 1.      Comanche Peak's application, including all attachments, filed on June 16, 2020;
: 2.        Commission Staffs sufficiency recommendation filed on August 7,2020;
: 3.        Comanche Peak's affidavit regarding proof of notice filed on August 12,2020; and
: 4.        Commission Staffs final recommendation filed on September 21,2020.
Signed at Austin, Texas the 30th day of September 2020.
Pl-BI.IC t-lll.1-1~', (.();1111>>ION ()1 Il*'7\*\N JffUN'A*:R lp<PU        -h Bt Aki*t*I.1'FR CHI E F A D 11 !Nl >,Tlt \TI VE I,A# .Jl DG E Q \CADM\Docket Management\Electric\MISCELLANEOUS\50xxx\50945-3 evidence docx 00
 
Control Number: 50945 Item Number: 9 Addendum StartPage: 0
 
DeAnn T. Walker                                                                                              Greg Abbott Chairman                                                                                                              Governor Arthur C. D'Andrea Commissioner Shelly Botkin                                                                                    4~      RECEIV ED ~\
Commissioner                                                                                  / f-                              C John Paul Urban Public Utility Commission of Texas (<,~(                          OCT - 6 2020 Executive Director                                                                              /1-
                                                                                                    \\  ~ &#xa3;3y                    jCOI
                                                                                                            ~\--ZUZZZL" TO:                DeAnn T. Walker, Chairman Arthur C. D'Andrea, Commissioner Shelly Botkin, Commissioner All Parties o f Record FROM:              Hunter Burkhalter ZZE Chief Administrative Law Judge RE:                Open Meeting of November 5,2020 Docket No . 50945 - Application of Comanche Peak Power Company LLC for Review of Nuclear Decommissioning Cost Study and Funding Analysis Under 16 TAC &sect; 25.303(f)(2)
DATE:              October 6,2020 Because of the COVID-19 state of disaster, the Commission has moved to a work at a home environment and is working to maintain operations as normally as possible. However, all known challenges have not yet been overcome and the dates provided in this notice are subject to change.
Enclosed is a copy ofthe Proposed Order in the above-referenced docket. The Commission will consider this docket at an open meeting currently scheduled to begin at 9:30 a.m. on Thursday, November 5,2020, at the Commission's offices, 1701 North Congress Avenue, Austin, Texas.
The parties must file corrections or exceptions to the Proposed Order by Tuesday, October 27, 2020.
If there are no corrections or exceptions, no response is necessary.
ag Q*\CADM\Docket Management\Electric\M ISCELLANEOUS\50xxx\50945 PO Memo docx
~  Printed on recycled paper                                                                            An Equal Opportunity Employer 1701 N. Congress Avenue PO Box 13326 Austin, TX 78711 512/936-7000 Fax: 512/936-7003 web site: www.puc.texas.gov
 
DOCKET NO. 50945 APPLICATION OF COMMANCHE                        &sect;      PUBLIC UTILITY COMMISSION PEAK POWER COMPANY LLC FOR                      &sect; REVIEW OF NUCLEAR                                &sect;                OF TEXAS DECOMMISSIONING COST STUDY                      &sect; AND FUNDING ANALYSIS UNDER 16                    &sect; TAC &sect; 25.303*(2)
PROPOSED ORDER This Order addresses the application of Comanche Peak Power Company LLC for review of its nuclear decommissioning cost study and funding analysis under 16 Texas Administrative Code (TAC) &sect; 25.303(f)(2). The Commission approves (a) continuation of the annual funding amount of $20,077,165 for the cost of nuclear decommissioning related to Comanche Peak's ownership interest in Comanche Peak Nuclear Power Plant Units 1 and 2, through 2025; and (b) adjusting the allocation of the decommissioning funds to 72.3% for Unit 1 and 27.7% for Unit 2.
I. Findings of Fact The Commission makes the following findings of fact.
Applicant
: 1.      Comanche Peak is a foreign limited liability company registered with the secretary of state under filing number 802412555.
: 2.      Comanche Peak is a power generation company registered with the Commission under power generation company number 20407.
: 3.      Through Comanche Peak Nuclear Power Plant, Comanche Peak generates electricity that is intended to be sold at wholesale.
Application
: 4.      On June 16, 2020, Comanche Peak filed an application for review of a study of the decommissioning costs of Comanche Peak Nuclear Power Plant, a financial escalation analysis of the decommissioning costs, and an updated funding analysis.
 
Docket No. 50945                                Proposed Order                                  Page 2 of 6
: 5.      In the application, Comanche Peak requested no change to the current annual funding amounts for the cost of nuclear decommissioning related to Comanche Peak Nuclear Power Plant.
: 6.      In the application, Comanche Peak requested an adjustment in the allocation of decommissioning funds between the Unit 1 and Unit 2.
: 7.      In Order No. 2 filed on August 10, 2020, the administrative law judge (ALJ) found the application administratively complete.
Decommissioning Costs and Funding
: 8.      Comanche Peak administers a nuclear decommissioning trust fund for Comanche Peak Nuclear Power Plant, for which Oncor Electric Delivery Company, LLC is the collecting utility.
: 9.      Comanche Peak's current annual funding amount approved in Docket No. 44845' is
        $20,077,165.
: 10. Comanche Peak Nuclear Power Plant consists of two units, Unit 1 and Unit 2, and the annual amount collected to cover the cost of nuclear decommissioning is allocated between the two units.
: 11. The annual amount collected to cover the cost of nuclear decommissioning has, since 2015, been allocated between Unit 1 and Unit 2 at an average rate of 57.1% for Unit 1 and 42.9%
for Unit 2.
Comanche Peak Nuclear Power Plant Nuclear Decommissionine Trusts
: 12. As of December 31, 2019, the net after-tax value of the trusts for Units 1 and 2 totaled
        $1,316,460,673, consisting of $623,952,136 for Unit 1 and $692,508,537 for Unit 2.
: 13. The Decommissioning Cost Analysis for Comanche Peak Nuclear Power Plant prepared by TLG Services, Inc. dated May 2020 and the Financial Escalation Analysis for the Comanche Peak Nuclear Power Plant prepared by TLG in May 2020 estimate the total cost to decommission and completely dismantle Comanche Peak Nuclear Power Plant at $1.729 billion, in 2019 dollars, assuming a ten percent contingency.
      ' Application of Luminant Generation Company LLC for Review of Nuclear Decommissioning Cost Study and Funding Analysis, Docket No . 44845 , Order at Ordering Paragraph No . 2 ( Nov . 6 , 2015 ).
 
Docket No. 50945                          Proposed Order                              Page 3 of 6
: 14. Based on the results of the Decommissioning Study and Financial Escalation Analysis, Comanche Peak performed a Funding Analysis for Comanche Peak Nuclear Power Plant in June 2020.
: 15. The Funding Analysis shows a -2.7 percent difference between the required funding level of $19.4 million annually and the five-year average Comanche Peak Nuclear Power Plant decommissioning fund collections from 2015-2019 of $19.9 million annually.
: 16. No change to the current annual collection rate is warranted because (a) there is only a small difference between the required annual funding rate and the five-year average actual annual collection rate, and (b) there is inherent and considerable uncertainty as to the predictability of long-term costs and market conditions.
: 17. Based on the results of the Funding Analysis, the allocation between the Unit 1 and Unit 2 decommissioning funds should be adjusted from 57.1% for Unit 1 and 42.9% for Unit 2 to 72.3% for Unit 1 and 27.7% for Unit 2.
Notice
: 18. On June 15, 2020, Comanche Peak provided a copy of its nuclear decommissioning cost study and funding analysis to the Commission's Financial Review Division.
: 19. On August 12, 2020, Comanche Peak filed the affidavit of Gary L. Moor, Comanche Peak's Director of Legal Operations, attesting that, subsequent to filing its application, Comanche Peak provided copies of its nuclear decommissioning cost study and funding analysis to the Office of Public Utility Counsel and Oncor.
: 20. In Order No. 2 filed on August 10, 2020, the ALJ found the notice sufficient.
Evidence
: 21. On September 28,2020, Commission Staff and Comanche Peak filed a joint request to admit evidence.
: 22. In Order No. 3 filed on September 30,2020, the ALJ admitted the following evidence into the record of this proceeding: (a) Comanche Peak's application, including all attachments, filed on June 16, 2020; (b) Commission Staffs sufficiency recommendation filed on August 7,2020; (c) Comanche Peak's affidavit regarding proof of notice filed on August 12,2020; and (d) Commission Staffs final recommendation filed on September 21,2020.
 
Docket No. 50945                              Proposed Order                        Page 4 of 6 Informal Disposition
: 23. More than 15 days have passed since the completion of the notice provided in this docket.
: 24. No person filed a protest or motion to intervene.
: 25. Commission Staff and Comanche Peak are the only parties to this proceeding.
: 26. No party requested a hearing and no hearing is needed.
: 27. Commission Staff recommended approval o f the application.
: 28. This decision is not adverse to any party.
II. Conclusions of Law The Commission makes the following conclusions of law.
: 1. The Commission has authority over the application under PURA2&sect;&sect; 14.001,14.002, and 39.205.
: 2. Notice of this proceeding was provided in compliance with 16 TAC &sect; 22.55 and 25.303(f)(2).
: 3. The Commission processed this application in accordance with PURA, the Administrative Procedure Act,3 and Commission rules.
: 4. The remaining costs associated with nuclear decommissioning obligations continue to be subject to cost of service regulation under PURA &sect; 39.205.
: 5. Under PURA &sect; 39.205, the Commission is authorized to adopt rules to ensure that decommissioning funds are prudently collected, managed, and spent for the intended purpose of such funds and that any surplus is returned to retail customers.
: 6. Comanche Peak filed its periodic study of the decommissioning costs for Comanche Peak Nuclear Power Plant and its updated decommissioning funding analysis in accordance with 16 TAC &sect; 25.303(f).
2  Public Utihty Regulatory Act, Tex. Util. Code &sect;&sect; 11.001-66.016.
3  TeX- Gov't Code &sect;&sect; 2001.001-.903.
 
Docket No. 50945                              Proposed Order                        Page 5 of 6
: 7.      Comanche Peak demonstrated that the funds in its nuclear decommissioning trusts are being invested prudently and in compliance with the investment guidelines in 16 TAC
        &sect; 25.303(e).
: 8.      Comanche Peak demonstrated efforts to achieve optimum tax efficiency, including efforts to achieve "qualified" status in accordance with Internal Revenue Code &sect; 468A.
: 9.      The annual funding amounts proposed by Comanche Peak for its nuclear decommissioning trusts are necessary to ensure sufficient funds to decommission Comanche Peak Units 1 and 2 at the end o f their useful life.
: 10. The requirements for informal disposition under 16 TAC &sect; 22.35 have been met in this proceeding.
III. Ordering Paragraphs In accordance with these findings of fact and conclusions of law, the Commission issues the following orders.
: 1. The Commission approves continuation of the annual funding amount of $20,077,165 for the cost of nuclear decommissioning related to Comanche Peak's ownership interest in Comanche Peak Nuclear Power Plant Units 1 and 2, through 2025.
: 2.      The Commission approves adjusting the allocation ofthe decommissioning funds to 72.3%
for Unit 1 and 27.7% for Unit 2.
: 3.      The Commission denies all other motions and any other requests for general or specific relief that have not been expressly granted.
 
Docket No. 50945                                        Proposed Order              Page 6 of 6 Signed at Austin, Texas the                        day of November 2020.
PUBLIC UTILITY COMMISSION OF TEXAS DEANN T. WALKER, CHAIRMAN ARTHUR C. D'ANDREA, COMMISSIONER SHELLY BOTKIN, COMMISSIONER W2013 q \cadin\docket management\electnc\miscellaneous\50xxx\50945 po docx
 
Control Number: 50945 Item Number: 10 Addendum StartPage: 0
 
f DOCKET NO. 50945 Iii;: 29 2020 OCT 27 AM APPLICATION OF COMANCHE                    &sect;            PUBLICIUTILITY COMMISSION PEAK POWER COMPANY LLC                    &sect;                    :,t 'k'l 't' i*A FOR REVIEW OF NUCLEAR                      &sect; DECOMMISSIONING COST                      &sect;                        OF TEXAS STUDY AND FUNDING ANALYSIS                &sect; UNDER 16 TAC &sect; 25.303(f)(2)                &sect; COMMISSION STAFF'S NOTICE OF NO EXCEPTIONS OR CORRECTIONS Staff of the Public Utility Commission of Texas will not be filing exceptions or corrections to the findings of the Proposed Order filed on October 6,2020.
Dated: October 27,2020 Respectfully Submitted, PUBLIC UTILITY COMMISSION OF TEXAS LEGAL DIVISION Rachelle Nicolette Robles Division Director Eleanor D'Ambrosio Managing Attorney
_/s/John Harrison John Harrison State Bar No. 24097806 1701 N. Congress Avenue P.O. Box 13326 Austin, Texas 78711-3326 (512) 936-7277 (512) 936-7268 (facsimile)
                                              .John.Harrison@puc.texas.gov
                                                                                          -33
 
DOCKET NO. 50945 CERTIFICATE OF SERVICE I certify that, unless otherwise ordered by the presiding officer, notice of the filing of this document was provided to all parties of record via electronic mail on October 27, 2020, in accordance with the Order Suspending Rules, issued in Project No. 50664.
_/s/John Harrison John Harrison 2
 
Control Number: 50945 Item Number: 11 Addendum StartPage: 0
 
Public Utility Commission of Texas Commissioner Memorandum 202011 ) y -3 PM 2: 47 TO:            Commissioner Arthur C. D'Andrea Commissioner Shelly Botkin FROM:          Chairman DeAnn T. Walker DATE:          November 3,2020 RE:            November 55 2020 Open Meeting - Item No. 18 Docket No . 50945 - Application of Comanche Peak Power Company LLC for Review of Nuclear Decommissioning Cost Study and Funding Analysis Under 16 TAC &sect; 25.303(f)(2)
I have attempted to find compliance in the record of this case with 16 TAC
&sect; 25.303(f)(4)(A),(B), and (D), but I have been unable to find the required evidence. In particular, I have not been able to find compliance with the following requirements:
* 16 TAC &sect; 25.303(f)(4)(A) - "The cost study and funding analysis shall be accompanied by a report or testimony supporting the analyses and the requested annual funding amount."
* 16 TAC &sect; 25.303(f)(4)(B) - "The Nuclear Decommissioning Trust Funds administrator shall demonstrate that the decommissioning funds are being invested prudently and in compliance with the investment guidelines in subsection (e) of this section."
* 16 TAC &sect; 25.303(f)(4)(D)-"The Transferee Company (or the funds administrator and the Transferee Company, if different) shall demonstrate efforts to achieve optimum tax efficiency as defined in subsection (e)(3)(B)(iii) of this section, including, as applicable, maintenance of tax-exempt status or efforts to achieve "qualified" status in accordance with Internal Revenue Code &sect;468A (or any successor thereto) with respect to its taxable nuclear decommissioning trust funds."
Therefore, I request that the applicant submit references to the record in which compliance with the above requirements are met. If the applicant is unable to provide references to evidence that proves compliance with the Commission's rules, then I believe the docket should be remanded to Docket Management to address the issues.
If the Commission receives the necessary information to address the above issues, then I recommend that the Commission make the following changes to the order in this proceeding.
 
New findings of fact 185 19, and 20 should be added to support proposed conclusions of law 6,7, and 8 respectively. All subsequent findings of fact should be renumbered.
: 18. Comanche Peak's cost study and funding analysis was accompanied bv a report or testimonY supporting its analysis and the requested annual funding amount.
: 19. Comanche Peak has established investment policies to ensure that nuclear decommissioning funds collected, plus the amounts earned from investment of the funds. will be available at the time of decommissioning.
: 20. Comanche Peak has demonstrated efforts to achieve optimum tax efficiency to maximize the net earnings on the nuclear decommissioning trust funds.
Conclusion of law 1 should be modified for accuracy.
: 1.      The Commission has authority over the application under PURA &sect;&sect; 14.0019 11.002, and 39.205.
A new conclusion of law 7 should be added to document Comanche Peak's compliance with 16 TAC &sect; 25.303(f)(4)(A). All subsequent conclusions of law should be renumbered.
: 7.      Comanche Peak's cost study and funding analysis was accompanied by a report or testimonv supporting its analysis and the requested annual funding amount under 16 TAC 4 25.303(f)(4)A).
Proposed conclusions of law 7,8, and 9 should be modified for completeness.
        ?&. Comanche Peak demonstrated that the funds in its nuclear decommissioning funds are being invested prudently and in compliance with the investment guidelines in 16 TAC &sect; 303(e) under 16 TAC 4 25.303(f)(4)(B).
: 82. Comanche Peak demonstrated efforts to achieve optimum tax efficiency, including efforts to achieve "qualified" status in accordance with Internal Revenue Code
                &sect; 468A under 16 TAC 4 25.303(f)(4)(D).
91Q. The annual funding amounts proposed by Comanche Peak for nuclear decommissioning trusts are necessary to ensure sufficient funds to decommission Comanche Peak Units 1 and 2 at the end of their useful life in accordance with 16 TAC 4 25.303(f)(2).
In addition, I propose delegating to the Office of Policy and Docket Management staff the authority to modify the order to conform to the Citation and Style Guide for the Public Utility Commission of Texas and to make other non - substantive changes to the order for such matters as capitalization, spelling, grammar, punctuation, style, correction of numbering, and readability.
I look forward to discussing this matter with you at the open meeting.
2
 
Control Number: 50945 Item Number: 12 Addendum StartPage: 0
 
JW I Jackson Walker LLP Kirk D. Rasmussen (512) 236-2310 (Direct Dial)
(5 I 2) 391-2120 (Direct Fax) krasmussen@Jw.com November 4,2020 Via Interchange Filing                                                                        /
1 !-
Chairman DeAnn T . Walker
                                                                                                                              ~*<<EYM Ila Commissioner Arthur C. D'Andrea                                                                                        /m Commissioner Shelly Botkin                                                                                              07 1701 N. Congress Avenue                                                                                              F>>3/
                                                                                                                            -1 J PO Box 13326 Austin, Texas 78711 Re :  PUC Docket No . 50945 ; Application of Comanche Peak Power Company LLC for Review of Nuclear Decommissioning Cost Study and Funding Analysis Under 16 TAC &sect;25.303(f)(2)
 
==Dear Commissioners:==
 
On June 16,2020, in compliance with 16 Tex. Admin. Code (TAC) &sect; 25.303(f)(2),
Comanche Peak Power Company LLC (Comanche Peak), as Transferee Company (as defined in 16 TAC &sect; 25.303(c)(2)), of the Comanche Peak Nuclear Power Plant (CPNPP) assets, filed a cover letter along with the Decommissioning Cost Analysis for the Comanche Peak Power Plant, the Financial Escalation Analysis for the Comanche Peak Nuclear Power Plant, and the Funding Analysis for Comanche Peak Nuclear Power Plant. Based on the results of the studies and analysis, Comanche Peak is not requesting a change to the established decommissioning funding levels for CPNPP. The filing package made in this docket was consistent with the filing Comanche Peak's predecessor transferee company made in 2010 in Docket No. 34277 (the last filing in which no change to the funding levels was requested).
We believe the filing package contains sufficient information in the reports and analysis included for the Public Utility Commission of Texas (Commission) to find the filing compliant with 16 TAC &sect; 25.303(f). However, to the extent the Chairman and the Commissioners feel further evidence is necessary to evaluate the current status of Comanche Peak's decommissioning fund, we will be happy to file and offer additional testimony, affidavit, or report from an appropriate company official specifically addressing any additional information the Commission would like.
I will be available at the open meeting on November 5,2020, to answer any additional questions the Commission may have regarding this filing.
Sincerely,
                                                        /s/ Kirk Rasmussen Kirk D. Rasmussen Counsel for Comanche Peak Power Company LLC JW I AUSTIN 27263239v. 1 100 Congress Avenue, Suite 1100
* Austin, Texas 78701  I  www.jw.com I  Member of GLOBALAWTM 1\
 
Control Number: 50945 Item Number: 13 Addendum StartPage: 0
 
DOCKET NO. 50945 APPLICATION OF COMANCHE PEAK                        &sect;    PUBLIC UTILITY COMMISSION POWER COMPANY LLC FOR                              &sect;        2&#xa3;'Ltj NOV -5 AM M-: 4@
REVIEW OF NUCLEAR                                  &sect;      . :        . OF WEXAS DECOMMISSIONING COST STUDY                          &sect;                h: iNc CL.i rl AND FUNDING ANALYSIS UNDER 16 TAC &sect;25.303*(2)
ORDER REMANDING PROCEEDING TO DOCKET MANAGEMENT On June 16,2020, Comanche Peak Power Company, LLC filed an application for review and approval of a nuclear decommissioning cost study and funding analysis. At the November 5, 2020 open meeting, the Commission determined the application and subsequent filings did not include evidence required by 16 Texas Administrative Code &sect; 25.303(f)(4)(A), (B), and (D), and that the application should be remanded to address the requirements of the rule.
The Commission remands this proceeding to Docket Management for further processing consistent with its discussion at the November 5,2020 open meeting.
Signed at Austin, Texas the #            day of November 2020.
PUBLIC UTILITY COMMISSION OF TEXAS
                                            -7.9f*4&#xa3;,i DEANN T. WALKER, CHAIRMAN at O ID ec-ARTHUR C. D'ANDREA, COMMISSIONER SHELLY B(]      j  MMISSIONER W2013 q:\cadm\orders\interim\50000\50945 ro.docx 03
 
Control Number: 50945 Item Number: 14 Addendum StartPage: 0
 
OFFICE OF POLICY & DOCKET MANAGEMENT OUTGOING COMMISSION-SIGNED ORDER MAIL LOG                        2020 NOV -5 AH M; 1 ;8
                                                                  /....
OPEN MEETING DATE: 11/5/20                                                i, f
* DOCKET                                NO. OF                DATE ORDER NO.          STAFF                PAGES                  SIGNED 50945          David H                1                      lid/20 TYPE OF ORDER: ORDER REMANDING PROCEEDING TO DOCKET MGMT FILE STAMP DATE: 11/5/20              FILE STAMP TIME ~ ~ A.M.                    P.M.
NOTE: IF THE ORDER IS PLACED IN THE MAIL AFTER 2:00 PM, ENTER THE NEXT BUSINESS DAY AS THE DATE THE ORDER WAS MAILED FIRST CLASS MAIL ONLY -- NO FED EX, AIRBORNE, UPS CADM OUTGOING MAILBOX DATE: 11/5/20                  TIME        A.M. 1:30    P.M.
l IN1 SIGNATUR~                                DATE
 
SERVICE LIST DOCKET NO. 50945 APPLICATION OF COMMANCHE PEAK POWER COMPANY LLC FOR REVIEW OF NUCLEAR DECOMMISSIONING COST STUDY AND FUNDING ANALYSIS UNDER 16 TAC &sect; 25.303(f)(2)
PARTIES                                          REPRESENTATIVE/ADDRESS PUBLIC UTILITY COMMISSION                        LEGAL DIVISION PUBLIC UTILITY COMMISSION 1701 N CONGRESS AVE S'-rE 8-] 10 AUSTIN TX 787] 1 5]2-936-7260 512-936-7268 FAX COMMANCHE PEAK POWER COMPANY LLC                STEPHANIE ZAPATA MOORE ESO ViSTRA ENERGY 6555 SIERRA DRIVE IRVING TX 75039 214-875-8183 214-875-9478 FAX
-Verified: 061820; 072020 ms; 081020 MS: 093020 ms, 10062020 dg; ] 1/5/20 rdb q:\cadm\servlist\50000\509451st.doc
 
Control Number: 50945 Item Number: 15 Addendum StartPage: 0
 
                                                                                              /0/  RECEIV
                                                                                            /f>>/            ED NOV - 9 20 20 DOCKET NO. 50945                              1 N By_
14X    -/
APPLICATION OF COMMANCHE                                &sect;        PUBLIC UTILITY COM W . -h= 1:,&V PEAK POWER COMPANY LLC FOR                              &sect; REVIEW OF NUCLEAR                                        &sect;                          OF TEXAS DECOMMISSIONING COST STUDY                              &sect; AND FUNDING ANALYSIS UNDER 16                            &sect; TAC &sect; 25.303*(2)                                        &sect; ORDER NO. 4 REQUESTING ADDITIONAL INFORMATION AND ESTABLISHING PROCEDURAL SCHEDULE In light of the Commission's Order Remanding Proceeding to Docket Management filed on November 5,2020, the administrative law judge adopts the following procedural schedule to provide Comanche Peak Power Company LLC the opportunity to cure the deficiencies identified by the Commission:
Deadline for Comanche Peak to supplement the November 30,2020 application Deadline      for  Commission Staff to file a December 11,2020 recommendation on the supplemented application Deadline for the parties to file a revised proposed order, December 18, 2020 if appropriate Signed the 9th day of November 2020.
PUB1,IC UTILITY COM,MISSION OF TFFAS 3
ifuN'A,]R BU][tia-rXL'rER CIIIEF ADMINISTRATIVE LAWJLDGE Q*\CADM\Docket Management\Electnc\M ISCELLANEOUS\50xxx\50945-4 reg info-pioc sched docx
 
DOCKET NO. 50945 APPLICATION OF COMMANCHE                                &sect;        PUBLIC UTILITY COMMISSION PEAK POWER COMPANY LLC FOR                              &sect; REVIEW OF NUCLEAR                                      &sect;                          OF TEXAS DECOMMISSIONING COST STUDY                              &sect; AND FUNDING ANALYSIS UNDER 16                          &sect; TAC &sect; 25.303(f)(2)                                      &sect; ORDER NO. 4 REQUESTING ADDITIONAL INFORMATION AND ESTABLISHING PROCEDURAL SCHEDULE In light of the Commission's Order Remanding Proceeding to Docket Management filed on November 5,2020, the administrative law judge adopts the following procedural schedule to provide Comanche Peak Power Company LLC the opportunity to cure the deficiencies identified by the Commission:
Deadline for Comanche Peak to supplement the November 30,2020 application Deadline for Commission Staff to                        file      a December 11,2020 recommendation on the supplemented application Deadline for the parties to file a revised proposed order, December 18, 2020 if appropriate Signed the 9th day of November 2020.
PUBLIC UTILITY COMMISSION OF TEXAS ffuN*R BIJIEKHXT,7'ER CHIEF ADMINISTRATIVE LAW JUDGE Q*\CADM\Docket Management\Electnc\MISCELLANEOUS\50xxx\50945-4 reg info_proc sched.docx
 
Control Number: 50945 Item Number: 16 Addendum StartPage: 0
 
                                            ~~'p ttr~, erj  ov 0* c:-1 L.LJGU? OU      1 i]    &#xa3;>>' vv DOCKET NO. 50945 V  -'-:.f,t!  B t APPLICATION OF COMANCHE PEAK        &sect;            FAABOR&#xa3; tHE POWER COMPANY LLC FOR REVIEW        &sect; OF NUCLEAR DECOMMISSIONING          &sect;    PUBLIC UTILITY COMMISSION COST STUDY AND FUNDING              &sect; ANALYSIS UNDER 16 TAC &sect;              &sect;                OF TEXAS 25.303(f)(2)                        &sect; Direct Testimony of Kristopher Moldovan on Behalf of Comanche Peak Power Company LLC November 30,2020 000001
 
INDEX TO THE DIRECT TESTIMONY OF KRISTOPHER MOLDOVAN, WITNESS FOR COMANCHE PEAK POWER COMPANY LLC I. POSITION AND QUALIFICATIONS .......................................................... 3 Il. PURPOSE OF TESTIMONY ..................................................................... 4 Ill. COMANCHE PEAK DECOMMISSIONING                                                                          5 A. Funding Requirements                                                                                5 B. Compliance with PUCT Rules..............................................................6 C. Assumed Escalation Rate..................................................................11 D. Trust Balance and Administration Cost..............................................12 E. Assumed Netlnvestment Return........................................................13 F. Decommissioning Funding Plan.........................................................17 IV. CONCLUSION......................................................................................... 18 V. AFFIDAVIT..............................................................................................19 VI. EXHIBITS Exhibit KM-1          Comanche Peak Nuclear Decommissioning Trust Investment Policy.....................................................20 Moldovan - Direct Comanche Peak Power Company 2020 Nuclear Decommissioning Study 000002
 
1            DIRECT TESTIMONY OF KRISTOPHER MOLDOVAN 2                  I. POSITION AND QUALIFICATIONS 3 Q. PLEASE STATE YOUR NAME AND BUSINESS ADDRESS.
4 A. My name is Kristopher Moldovan. My business address is 6555 Sierra 5    Drive, Irving, Texas 75039.
6 Q. BY WHOM ARE YOU EMPLOYED AND IN WHAT CAPACITY?
7 B. I am Senior Vice President & Treasurer of Vistra Corp. (Vistra) and its 8    subsidiaries, including Comanche Peak Power Company LLC (Comanche 9    Peak or Company), the owner of Comanche Peak Nuclear Power Plant 10    (CPNPP) as well as its associated Nuclear Decommissioning Fund (NDF).
11 Q. PLEASE OUTLINE YOUR EDUCATIONAL QUALIFICATIONS AND 12    PROFESSIONAL EXPERIENCE.
13 C. I have an undergraduate degree in Engineering from the University of 14    Illinois at Urbana-Champaign and a law degree from the Duke University 15    School of Law. I have been employed at Vistra and its predecessor 16    companies, Energy Future Holdings Corp. (EFH) and TXU Corp. (TXU) 17    since 2006. I have previously served Vistra as Senior Counsel and as Vice 18    President & Assistant Treasurer. Prior to joining TXU, l was an attorney in 19    private practice for nearly 10 years.
20 Q. WHAT ARE THE PRIMARY RESPONSIBILITIES OF YOUR POSITION 21    AS SENIOR VICE PRESIDENT AND TREASURER?
22 A. I am accountable for all treasury-related activities for Vistra and its 23    subsidiaries. In doing so, I consult and work closely with the Vistra Chief 24    Financial Officer to 1) develop general financial strategies, 2) direct the 25    financing activities of Vistra and its subsidiaries in order to assure the 26    availability of adequate funds, access to capital, proper capitalization and 27    credit rating and efficient funding for the Companies' business activities, 3) 28    ensure the adequate and proper communication and the accurate and Moldovan - Direct Comanche Peak Power Company 2020 Nuclear Decommissioning Study 000003
 
1    timely disclosure of financial information regarding Vistra to credit rating 2    agencies and commercial banks, 4) direct the overall cash management 3    activities of Vistra and its subsidiaries, 5) manage Vistra's interest rate 4    risks, 6) ensure financial and legal compliance with all of the terms, 5    conditions and covenants of the Companies' financing arrangements, and 6    7) direct the management of Vista's insurance portfolio. As Treasurer, I 7    serve on Vistra's Management Committee, Risk Committee and the 8    Retirement Plan Committee, and I serve as chairman of the Thrift 9    Committee and the Nuclear Decommissioning Trust Committee.
10                      Il. PURPOSE OF TESTIMONY 11 Q. WHAT IS THE PURPOSE OF YOUR TESTIMONY?
12 A. The purpose of my testimony is to demonstrate that the Company is in 13    compliance with      the  Public  Utility  Commission  of Texas      (PUCT) 14    Substantive Rule applicable to nuclear decommissioning at 16 Tex.
15    Admin. Code (TAC) &sect; 25.303.
16 Q. WHAT      IS  THE    PURPOSE    OF      ANNUAL  FUNDING      OF    THE 17    DECOMMISSIONING TRUST?
18 A. The purpose of funding an external trust is to ensure that adequate funds 19    are available to pay for the safe dismantlement of the facility at the end of 20    the useful life of both generating units and to comply with the U.S. Nuclear 21    Regulatory Commission (NRC) and PUCT requirements. This funding of 22    future costs allocates the expense of retiring the plants to the customers 23    who are receiving the benefits of its generation during its useful life.
24    Excess funding, if any, will be returned to ratepayers after the completion 25    of the plant's decommissioning or as otherwise allowed by NRC and 26    PUCT guidelines.
Moldovan - Direct Comanche Peak Power Company 2020 Nuclear Decommissioning Study 000004
 
1            Ill. COMANCHE PEAK DECOMMISSIONING 2                          A. Funding Requirements 3 Q. WHAT AMOUNT IS BEING REQUESTED FOR DECOMMISSIONING 4    EXPENSE IN THIS FILING?
5 A. Comanche Peak's current annual funding amounts approved in Docket 6    No. 44845 is $20,077,165. Comanche Peak proposes no change in the 7    current collection rate in this proceeding.
8          The Decommissioning Cost Analysis for Comanche Peak Nuclear 9    Power P/ant, prepared by TLG Services, Inc. (TLG) dated May 2020 10    ( Decommissioning Study ) and Financial Escalation Analysis for the 11    Comanche Peak Nuclear Power Plant ( Financial Escalation Analysis ),
12    prepared by TLG in May 2020, estimate the total cost to decommission 13    and completely dismantle CPNPP at $1,729 million in 2019 dollars 14    assuming a 10 percent contingency. As of December 31, 2019, the Net 15    After-Tax Value of the trusts for CPNPP              Units 1  and 2 was 16    $1,316,460,673, with $623,952,136 for Unit 1 and $692,508,537 for Unit 2.
17    Based on the results of the Decommissioning Study and Financial 18    Escalation Analysis , Comanche Peak performed a Funding Analysis for 19    Comanche Peak Nuclear Power Plant ( Funding Analysis ) in June 2020 .
20    The Funding Analysis shows a -2.7 percent difference between the 21    required funding levels of $19.4 million and the five-year average CPNPP 22    decommissioning fund collections from 2015-2019 of $19.9 million 23    annually. Because of the small difference in the required funding levels 24    and five-year average collections and the inherent and considerable 25    uncertainty of the predictability of long-term costs and market conditions, 26    Comanche Peak proposed no change in the current collection rate.
Moldovan - Direct Comanche Peak Power Company 2020 Nuclear Decommissioning Study 000005
 
1 Q. IS COMANCHE PEAK PROPOSING AN ADJUSTMENT IN THE 2    ALLOCATION OF THE DECOMMISSIONING FUNDS BETWEEN CPNPP 3    UNITS 1 AND 2?
4 A. Yes. Based on the results of the Funding Analysis, Comanche Peak 5    proposes an adjustment in the allocation between the Unit 1 and Unit 2 6    decommissioning funds from 57.1 percent for Unit 1 and 42.9 percent for 7    Unit 2 to 72.3 percent for Unit 1 and 27.7 percent for Unit 2.
8                      B. Compliance with PUCT Rules 9 Q. ARE THERE SPECIFIC GUIDELINES FOR THE ESTABLISHMENT AND 10    FUNDING OF DECOMMISSIONING TRUSTS RELATED TO NUCLEAR 11    POWER PLANTS SUCH AS COMANCHE PEAK?
12 A. Yes. The NRC has established guidelines to ensure the adequacy of 13    funds for the safe dismantlement, decontamination, and disposal of the 14    generating units at the end of their useful lives. These guidelines apply to 15    both the amounts of fund contributions and the methods for funding for the 16    ultimate decommissioning of the units. The PUCT has also adopted rules 17    establishing certain requirements for nuclear decommissioning trusts.
18 Q. WHAT      DOES      THE    PUCT'S    SUBSTANTIVE        RULE    SPECIFY 19    CONCERNING THE MANAGEMENT OF THE DECOMMISSIONING 20    TRUST?
21 A. In general terms, 16 TAC &sect; 25.303 specifies Comanche Peak's duties in 22    the selection of trustees and managers of decommissioning trust funds, 23    outlines what must be contained in the agreements between Comanche 24    Peak and these parties, and limits what investments may be included in 25    the portfolios of decommissioning trusts.
Moldovan - Direct Comanche Peak Power Company 2020 Nuclear Decommissioning Study 000006
 
1 Q. HAS COMANCHE PEAK FOLLOWED THE GUIDELINES ADOPTED BY 2    THE PUCT IN THE SELECTION OF THE TRUSTEE AND MANAGER OF 3    THE COMANCHE PEAK NDF?
4 A. Yes. The Bank of New York Mellon has served as trustee for the NDF 5    since its inception in 1990. Dresdner RCM Global Investors, who has 6    served as the fixed income investment manager since the fund's inception 7    in 1990 was merged into Pacific Investment Management Company 8    (PIMCO) in 2002. In 1994, after rule changes allowed for equity 9    investments, Mellon's Nuclear Decommissioning Trust Stock Index Fund 10    (now DT DV Stock Index Fund) was first used to manage the equity 11    investments in the trust. This commingled equity fund was selected after 12    developing    an  investment  strategy,  evaluating  alternatives,  and 13    conducting    a  search. In  1998,  after  additional  changes    in  the 14    Commission's investment rules and a new manager search, Northern 15    Trust Quantitative Advisors (now Northern Trust Investments, Inc.) was 16    hired to manage an additional separate account S&P 500 index fund. In 17    2017, after adoption of the most recent Investment Policy, the Northern 18    Trust Investments account was assigned to their Tax Advantaged Equity 19    team, with responsibility for both S&P 500 index and MSCI EAFE index 20    separate accounts, thus diversifying equity investments to include some 21    non-U.S. developed markets. In 2019, NISA Investment Advisors, LLC 22    was hired as a second fixed income separate account manager, to 23    complement and diversify from the fixed income management of PIMCO.
24    Performance for the investment managers is reviewed quarterly, and the 25    trustee is reviewed every few years, with formal reviews for the investment 26    managers and the trustee occurring as needed.
Moldovan - Direct Comanche Peak Power Company 2020 Nuclear Decommissioning Study 000007
 
1 Q. HAS COMANCHE PEAK COMPLIED WITH THE PUCT'S GUIDELINES 2    CONCERNING THE MANAGER AND INVESTMENT AGREEMENTS?
3 A. Yes. Comanche Peak complied with those guidelines in the original 4    agreements, and subsequent amendments, which have all been filed with 5    the PUCT, most recently in Docket No. 45753.
6 Q. DOES        THE      MANAGEMENT        AGREEMENT        ADDRESS          THE 7    INVESTMENT RESTRICTIONS SET FORTH IN 16 TAC &sect; 25.303(e)(3)?
8 A. Yes, it does. The fund managers and trustee have been instructed to 9    follow the guidelines set forth in 16 TAC &sect; 25.303, which limit the types of 10    securities that may be purchased and which also limit the equity securities 11    that can be held by the trust.
12 Q. DOES COMANCHE PEAK HAVE AN INVESTMENT POLICY THAT 13    ENSURES COMPLIANCE WITH THE INVESTMENT GUIDELINES IN 16 14    TAC &sect; 25.303(e)?
15 A. Yes. Attached as Exhibit KM-1 is a copy of Comanche Peak's Nuclear 16    Decommissioning      Trust  Investment  Policy, that  became      effective 17    September 1,2017.
18 Q. HOW DOES COMANCHE PEAK MAKE CONTRIBUTIONS TO THE 19    NDF?
20 A. Contributions are made monthly based on billings during the previous 21    month.
22 Q. PLEASE EXPLAIN THE PROCESS.
23 A. Assume that the April billing cycle begins on March 28th. Meters are read 24    that day, and the retail electric providers (REPs) are billed shortly 25    thereafter; assume it is March 2gth. Payments from REPs are not due until 26    35 days later, or May 3rd. This process then continues for each day of the 27    April billing cycle. On approximately May 15, Comanche Peak contributes 28    the full amount billed by Oncor Electric Delivery Company LLC (Oncor) in Moldovan - Direct Comanche Peak Power Company 2020 Nuclear Decommissioning Study 000008
 
1 April to the NDF. At that point, due to the 35-day payment period that 2 REPs have, only up to half of the April billing month bills are due and 3 monies have been collected from the REPs, at least half of the bills for the 4 April billing month are not yet due and the Rider NDC - Nuclear 5 Decommissioning Charges have not yet been received by Oncor or 6 Comanche Peak. Since the contribution is made at about the midpoint in 7 the collection period, effectively half of the contribution has been paid in 8 arrears, but the other half has been paid in advance, so the net for the 9 entire billing month is that the NDF effectively receives the contribution on 10 the same day that Oncor receives the revenues. Near the end of May, 11 Oncor remits to Comanche Peak the entire April billing month of the Rider 12 NDC billings (not collections) along with its settlement of substantially all 13 other intercompany accounts payable/receivable.
14          In sum, from a monthly net use of funds standpoint, the effect of 15 Comanche Peak's approach is that the NDF receives the contribution as 16 of the date the revenues are received by Oncor, without any delay. Thus, 17 Comanche Peak's approach provides a superior result for the NDF as 18 compared to waiting until Oncor has actually collected the revenues and 19 then making a weekly deposit of those receipts (or a monthly deposit with 20 imputed interest). This approach to deposits to the NDF is consistent with 21 the intent of 16 TAC &sect; 25.303(g)(2)(C).
22          This approach was presented to the Commission in 2005 in Docket 23 No. 31252 (see Horton Testimony, pp. 8-9) and Order No. 2 approved the 24 filing, noting that "the docket was initiated as a compliance filing and is not 25 the proper forum for a contested case proceeding." In 2010, no separate 26 docket was initiated for the five year compliance filing for CPNPP, which 27 was placed by the Commission in Docket No. 34277. In 2015, the same 28 implied interest approach was presented to the Commission for CPNPP in Moldovan - Direct Comanche Peak Power Company 2020 Nuclear Decommissioning Study 000009
 
1    Docket No. 44845 (see Frenzel Testimony, pp. 10-11) and approved by 2    order of the Commission on November 6, 2015.
3            If the Commission orders a different approach to NDF deposits in 4    this proceeding, Comanche Peak will of course comply with the 5    Commission's order.
6 Q. WHAT FUNDING METHOD IS COMANCHE PEAK PROPOSING IN THIS 7    FILING, AND DOES IT COMPLY WITH THE PUCT'S GUIDELINES?
8 A. Comanche Peak is proposing to continue the external sinking fund method 9    used since the establishment of the NDF and that is required by the 10    PUCT's Substantive Rules. This method requires monthly irrevocable 11    deposits to an external trust to fund the future decommissioning of 12    Comanche Peak. At the present time, Comanche Peak is making monthly 13    contributions to the external, irrevocable trusts established in 1990. The 14    fund balances are included on page 1 of Funding Analysis. The current 15    funding amounts are based on a 1997 decommissioning study that was 16    updated and redetermined in 2000 for use in the TXU Electric Company 17    unbundled cost of service proceeding. The decommissioning study was 18    subsequently updated in 2005, 2010, and 2015.
19            A review of decommissioning expense must be performed every 20    five years as required by 16 TAC &sect; 25.303(f)(2). Thus, Comanche Peak's 21    filing in this docket accomplishes Comanche Peak's requirement to further 22    update the decommissioning cost study and funding analysis. These 23    periodic reviews are required to assure the adequacy of funds for the new 24    technologies, decommissioning requirements, and other assumptions that 25    may change over time. Comanche Peak is also in compliance with 16 26    TAC &sect; 25.303(c)(4), which requires the trust to be irrevocable and 27    external.
Moldovan - Direct Comanche Peak Power Company 2020 Nuclear Decommissioning Study 000010
 
1 Q. WHAT EFFORTS DOES COMANCHE PEAK TAKE TO ACHIEVE 2    OPTIMUM        TAX    EFFICIENCY        AS    DEFINED        IN  16  TAC 3    &sect; 25.303(e)(3)(B)(iii)?
4 A. All decommissioning funds are deposited and invested in tax-qualified 5    nuclear    decommissioning      trusts,  as  called  for  under    16  TAC 6    &sect; 25.303(e)(3)(B)(iii). In addition, Comanche Peak works with investment 7    managers to achieve tax efficiency within the management of the NDF 8    assets, as follows: (1) all managers are made aware of the taxable nature 9    of qualified decommissioning trusts and invest accordingly, and they are 10    evaluated on both a pre-tax and after tax basis; (2) rebalancing and other 11    transaction activity is done thoughtfully so as to reduce realized taxable 12    gains where possible, within the guidance provided by the Investment 13    Policy; and (3) investment manager Northern Trust Investments, through 14    their Tax Advantaged Equity team, makes trades explicitly for tax 15    efficiency purposes (e.g., capturing tax losses to offset gains elsewhere in 16    the portfolio) and assists in overall tax gain/loss positioning across the 17    NDF.
18                        C. Assumed Escalation Rate 19 Q. WHEN WILL DECOMMISSIONING FOR CPNPP BEGIN, AND HOW 20    LONG WILL IT LAST?
21 A. Comanche Peak's operating license for CPNPP Units 1&2is for 40 22    years. Commercial operation began in 1990 and 1993 for units 1 & 2, 23    respectively. Therefore, for CPNPP Unit 1, the 2020 decommissioning 24    cost study projects that commercial operations will cease and 25    decommissioning expenditures will begin in 2030. For CPNPP Unit 2, the 26    study    projects  that    commercial      operations    Will    cease  and 27    decommissioning expenditures will begin in 2033.
Moldovan - Direct Comanche Peak Power Company 2020 Nuclear Decommissioning Study 000011
 
1 Q. HOW WERE THE COSTS USED TO DETERMINE THE FUNDING 2    LEVELS DEVELOPED?
3 A. As previously mentioned, the current funding amounts are based on a 4    1997 decommissioning study that was updated and re-determined in 2000 5    for use in the TXU          Electric Company unbundled cost of service 6    proceeding. The decommissioning study was subsequently updated in 7    2005, 2010, and 2015. This most recent update to the decommissioning 8    costs was developed by TLG, the same industry expert that performed the 9    previous studies.
10                    D. Trust Balance and Administration Cost 11 Q. WHAT        IS    THE    CURRENT      BALANCE    IN  THE      NUCLEAR 12    DECOMMISSIONING TRUST?
13 A. The balance in the trust at December 31, 2019 is shown on page 3 of the 14    Funding Analysis. Since the income and capital gains realized by the trust 15    are taxed at 20 percent, it is necessary to adjust the balance for the 16    current tax liability on the unrealized gains. The current tax liability is 17    calculated by multiplying the tax rate of 20 percent times the difference 18    between the market value and the tax cost of the assets in each trust. The 19    net after-tax value of the trust, which is the market value less the tax 20    liability, is $623,952,136 for Unit 1 and $692,508,537 for Unit 2. While the 21    Trust has certain tax advantages, the income and capital gains obtained 22    by the Trust are only tax-deferred, not tax exempt. Failure to reduce the 23    balances to reflect the taxes owed on the income and capital gains 24    realized by the Trust will result in the Trust having inadequate funds to 25    meet the cost of decommissioning Comanche Peak.
26 Q. HOW        WERE      THE  PROJECTED      FEES  AND    ADMINISTRATION 27    EXPENSES DETERMINED?
28 A. The actual total annual fees and administration expenses incurred by the 29    trust are shown on page 4 of the Funding Analysis. This was used as the Moldovan - Direct Comanche Peak Power Company 2020 Nuclear Decommissioning Study 000012
 
1    basis to forecast fees and administration expenses. Several factors 2    influence these expenses and must be considered in forecasting future 3    expenses. First, there is a timing issue, as most of the expenses are paid 4    in arrears on a quarterly basis. Another significant factor is the allocation 5    between active managers and passive managers. The cost for active 6    managers is generally higher than for passive managers. At present, our 7    equity segment is passively managed and our fixed income segment is 8    actively managed. This allocation is expected to remain the same until the 9    equity allocation is reduced in later years, at which time the additional 10    allocations to cash should keep the fees relatively stable. Normal 11    expenses were developed from an analysis of full-year expenses from the 12    ten-year period 2010 to 2019. The average of the actual expenses over 13    this ten-year period was 0.1745 percent of NDF assets, which was used 14    for the pre-tax expense.
15                    E. Assumed Net Investment Return 16 Q. WHAT      NET    INVESTMENT      RETURNS      (GROSS      RETURN      LESS 17    EXPENSES, FEES AND TAXES) WERE USED IN YOUR ANALYSIS?
18 A. Net investment returns after expenses, fees, and taxes, which vary based 19    upon asset allocation are detailed on pages 13-15 of the Funding Analysis 20    based on the time periods corresponding to stipulated portfolio 21    composition limits in 16 TAC &sect; 25.303(e)(3)(B)(vi).
22 Q. PLEASE SUMMARIZE HOW THE NET INVESTMENT RETURNS WERE 23    DETERMINED.
24 A. The net investment return for each year was derived in three stages. First, 25    the long-term expected pre-tax gross investment return was determined 26    for equity, fixed income, and cash. Next, the expected rate for fees, 27    administration expenses and taxes was determined. Finally, asset 28    allocation was established for different time periods during the NDF's life.
29    The net investment return for the portfolio for each time period was Moldovan - Direct Comanche Peak Power Company 2020 Nuclear Decommissioning Study 000013
 
1    determined by subtracting the expected rate for fees, administration 2    expenses, and taxes from the combined equity, fixed income, and cash 3    returns and weighting each asset class's return.
4 Q. HOW WERE THE FORECASTED INVESTMENT RETURNS FOR EACH 5    ASSET CLASS DEVELOPED?
6 A. Forecasted investment returns for each asset class were sourced from JP 7    Morgan and from Aon Investments as shown on page 5 of the Funding 8    Analysis. Comanche Peak averaged the forecasted returns from these 9    sources to derive the forecasted returns for each asset class. Pages 13-15 10    of the Funding Analysis show the calculation of the projected returns.
11 Q. HOW DID YOU DETERMINE THE PORTFOLIO INVESTMENT MIX?
12 A. The portfolio investment mix between equity, fixed income, and cash was 13    developed by considering the liability of the trust, diversification, 14    preservation of assets, and the applicable provisions of the 16 TAC 15    &sect; 25.303(e). Equity returns are significantly higher than the fixed income 16    and cash returns, so based on the future liabilities, the equity exposure 17    should be at the maximum permitted exposure, especially early in the life 18    of the trust when there is sufficient time to recover from any market 19    downturns. Pursuant to the restrictions of 16 TAC &sect; 25.303(e), Comanche 20    Peak currently targets 60 percent of the NDF assets to be allocated to 21    equity securities. In the early years, there will be very little cash, and any 22    expenses can be covered with residual cash exposure while new 23    contributions and dividends are being invested or through shorter term 24    fixed income investments. Once decommissioning starts, Comanche Peak 25    will allocate funds to cash based upon the requirements of 16 TAC 26    &sect; 25.303 and projected decommissioning expenditures as shown on 27    pages 13-14 of the Funding Analysis. The remainder of the NDF 28    (approximately 40 percent prior to the start of decommissioning) is 29    invested in fixed income securities.
Moldovan - Direct Comanche Peak Power Company 2020 Nuclear Decommissioning Study 000014
 
1 Q. WHEN DO YOU EXPECT TO REDUCE THE EQUITY EXPOSURE, AND 2    WHY?
3 A. While a large allocation to equity investments is appropriate for long-term 4    liabilities, as payment of decommissioning expenses draws closer, the 5    volatility of equities requires a reduction in the equity exposure to preserve 6    capital. 16 TAC &sect; 25.303(e)(3)(B)(vi) limits the equity exposure to 30 7    percent in years in which decommissioning expenditures occur. For Unit 1, 8    this trigger point is reached in 2030, as shown on page 7 of the Funding 9    Analysis. Beginning in 2027, Comanche Peak assumed an orderly three-10    year transition from 60 percent equity to 30 percent equity, adjusting the 11    equity allocation by an average 10 percent each year to reach the required 12    level by 2030. As shown on page 8 of the Funding Analysis, the second 13    equity balance trigger point is reached in 2092, when the Weighted 14    Average Life of the NDF reaches 2.5 years and no equity investments are 15    allowed under 16 TAC &sect; 25.303. Again, Comanche Peak assumed an 16    orderly three-year transition from 30 percent equity to 0 percent equity 17    beginning in 2089, adjusting the equity allocation by an average 10 18    percent each year to reach the required level by 2092.
19 Q. HOW DID YOU DETERMINE THE ALLOCATION TO CASH WITHIN THE 20    FIXED INCOME ALLOCATION?
21 A. During the collection period no cash is required as most cash needs can 22    be    covered  with    contributions  and  income. As  decommissioning 23    expenditures begin, the duration of the fixed income portfolio is shortened 24    by adding a cash allocation. Pages 13-15 of the Funding Analysis shows 25    the expenditures from the trust each year compared to the trust balance, 26    and a calculation of the average during different time periods. To maintain 27    sufficient liquid assets to meet the expected cash flow requirements, the 28    cash component within the fixed income allocation for the period was 29    assumed to be the percent required each year. Cash includes any fixed Moldovan - Direct Comanche Peak Power Company 2020 Nuclear Decommissioning Study 000015
 
1    income security with a maturity of less than one year, and these levels are 2    consistent with Comanche Peak's investment strategy.
3 Q. PLEASE SUMMARIZE COMANCHE PEAK'S PORTFOLIO INVESTMENT 4    MIX FOR EACH OF THE THREE TIME PERIODS YOU                            HAVE 5    DISCUSSED?
6 A. The investment mix used in calculating the net investment returns detailed 7    on pages 13-15 of the Funding Analysis are as follows:
8
* 60 percent Equities, 40 percent Fixed Income in 2019 through 9            2027, then ramping down to 30 percent equity by 2030; 10
* 30 percent Equities, Cash in the percent required to meet 11            expenditures for the year, and the remainder in Fixed Income in 12            2030 through 2088, then ramping down to 0 percent equity by 13            2091;and 14
* The percent required to meet expenditures in Cash and the 15            remainder in Fixed Income for 2091 and thereafter.
16 Q. WHAT OTHER COSTS WERE INCLUDED IN THE FORECAST OF 17    INVESTMENT RETURNS?
18 A. Federal income taxes must also be included. The current federal income 19    tax rate of 20 percent is assumed to remain constant during the life of the 20    trust. Additionally, it is assumed there will be no state income tax.
21 Q. WHAT ACTIONS WILL COMANCHE PEAK TAKE IN THE FUTURE TO 22    ASSURE THE ADEQUACY OF THE DECOMMISSIONING FUNDING 23    AMOUNTS?
24 A. The funding amounts being requested in this case have been carefully 25    and thoughtfully derived. Nevertheless, of necessity, assumptions have 26    been made regarding future economic conditions, including inflation rates, 27    investment performance, investment alternatives, tax rates, and timing of 28    expenditures. Furthermore, future changes in technology and regulatory Moldovan - Direct Comanche Peak Power Company 2020 Nuclear Decommissioning Study 000016
 
1    requirements can impact the decommissioning cost itself. Periodic reviews 2    of all assumptions and cost estimates, in light of experienced and 3    expected conditions, will therefore be conducted at least every five years 4    throughout Comanche Peak's operating life, as required by 16 TAC 5    &sect; 25.303(f)(2). When    appropriate,  Comanche    Peak    will  request 6    adjustments to the funding amount to recognize needed changes.
7 Q. ARE ANY OF THE DECOMMISSIONING FUNDS DEPOSITED IN "NON-8    QUALIFIED" ACCOUNTS?
9 A. No.
10                    F. Decommissioning Funding Plan 11 Q. PLEASE DESCRIBE THE FUNDING PLAN USED TO DERIVE THE 12    EXPENSE LEVELS REQUESTED.
13 A. The funding plan shown on pages 20-24 of the Funding Analysis uses the 14    assumptions described previously, and projects the trust investments and 15    expenditures from January 1, 2015, through December 31, 2096, on an 16    annual basis. The annual calculations for each unit are shown on pages 17    20-24. Column (B) shows the funding levels (contributions to the trust) 18    based on the current collection rate through 2033. Column (C) indicates 19    the expected earnings of the fund based on the net investment return 20    discussed earlier in my testimony. The investment return percentage is 21    applied to the ending balance of the prior period plus one half the current 22    period contributions, less the current period decommissioning outlays.
23    Column (E) is the resulting balance of the fund at the end of each time 24    period, taking into consideration fund contributions, earnings, and 25    decommissioning      expenditures. At  the    end  of  the    assumed 26    decommissioning period, the trust balance, or the sum of all contributions 27    and earnings less expenditures nets to zero, for each unit.
Moldovan - Direct Comanche Peak Power Company 2020 Nuclear Decommissioning Study 000017
 
1 Q. PLEASE        SUMMARIZE        YOUR    DECOMMISSIONING              FUNDING 2    TESTIMONY.
3 A. Utilizing the assumptions detailed earlier, the latest site-specific update for 4    Comanche      Peak  decommissioning,      and  the  PUCT's      10  percent 5    contingency limitation, a decommissioning expense of $19,352,282 per 6    year, shown on page 24 of the Funding Analysis, is appropriate and 7    reasonable. Thus,    no    change to    Oncor's    Rider NDC - Nuclear 8    Decommissioning Charge is necessary.
9                            IV. CONCLUSION 10 Q. ARE THE COMANCHE PEAK NUCLEAR DECOMMISSIONING TRUST 11    FUNDS INVESTED PRUDENTLY AND IN COMPLIANCE WITH 16 TAC 12    &sect; 25.303(e)?
13 A. Yes. The agreements, practices, and policy I described in this testimony 14    ensure Comanche Peak's compliance with 16 TAC &sect; 25.303(e).
15 Q. PLEASE SUMMARIZE YOUR TESTIMONY.
16 A. Comanche Peak's proposed costs of nuclear decommissioning are 17    reasonable. These costs have been developed in compliance with the 18    PUCT's rules and utilizing sound investment principles. The annual 19    funding requirements have been calculated using reasonable projections 20    as to investment returns, inflation levels, and administrative costs and 21    fees. Collections from the current Rider NDC are consistent with the 22    annual funding requirements that have been calculated by Comanche 23    Peak, such that no increase to the collection rate is necessary at this time.
24 Q. DOES THIS CONCLUDE YOUR DIRECT TESTIMONY?
25 A. Yes, it does.
Moldovan - Direct Comanche Peak Power Company 2020 Nuclear Decommissioning Study 000018
 
*WN -1 STATE OF TEXAS                &sect;
                                      &sect; COUNTY OF DALLAS              &sect; CJI C)
BEFORE ME, the undersigned authority, on this day personally appeared N
Kristopher Moldovan, who, having been placed under oath by me, did depose as CO      follows:
(D My name is Kristopher Moldovan. I am of legal age and a resident of the State of Texas. The foregoing direct testimony and the attached exhibits offered by me are true and correct, and the opinions stated therein are, to the best of my knowledge and belief, accurate, true and correct.
6*
Kristopher Moldovan SUBSCRIBED AND SWORN TO BEFORE ME by the said Kristopher Moldovan this'3 fjlk.day of November, 2020.
i--
l,iif7%* SHIRLEY BARBOUR I
          'i *( Vk'*) Motuy Pubnc. 8t- of T.z. K i\,*obi*ycomm. Expl-0&
Mot,4 ~ N*1968
                                          *Z>241 K
                                                      ~1_ > <a Cl c
                                                      .' -    L.%-n.,g2*' N  "2 <-~ -
Notary PuEUc, State of Texas 000019
 
Docket No 50945 Exhibit KM-1 Page 1 COMANCHE PEAK POWER COMPANY LLC NUCLEAR DECOMMISSIONING TRUST EFFECTIVE DATE: September 1,2017 INVESTMENT POLICY I.          Statement of Purpose The purpose of this Investment Policy Statement ("IPS") is to define the policies for the investment management and investment oversight o f the Comanche Peak Power Company LLC ("Company")
Nuclear Decommissioning Trust ("Fund"). The IPS sets forth the objectives for the Fund and the strategies to achieve those objectives; overall investment policies for the Fund; procedures to monitor and control the portfolio; and the delineation of duties for those responsible for management, investment, and oversight.
The IPS is intended to comply with the prudent man investment standards. As such, investment managers are hereby instructed to act with the care, skill, prudence, and diligence under the circumstances then prevailing that a prudent man acting in a like capacity and familiar with such matters would use in the conduct ofan enterprise ofa like character and with like aims. Additionally, the policy limits contained herein are not so absolute as to require the investment manager to take any action contrary to that dictated prudence.
This IPS may not be modified except by approval of the Company Nuclear Decommissioning Trust Committee ("Committee").
000020
 
Docket No 50945 Exhibit KM-1 Page 2 II.          Fund Objectives The Fund's primary objective is to satisfy Company nuclear decommissioning obligations and expenses in compliance with the requirements of the Nuclear Regulatory Commission ("NRC"), the Internal Revenue Service ("IRS"), the Public Utility Commission ofTexas ("Commission") and the provisions ofthe Trust Agreement, as amended. Furthermore:
* Assets ofthe Fund shall be invested with a goal of earning a reasonable return commensurate with the need to preserve the value of the assets of the Fund;
* In keeping with prudent investment practices, the portfolio ofsecurities held in the Fund shall be diversified to the extent reasonably feasible given the size of the Funds;
* In selecting investments, the impact of the investment on the volatility and expected return of the assets of the Funds, net of fees, commissions, expenses, and taxes should be considered;
* The assets of the Fund shall be allocated with an acceptable level of risk taking into account market conditions, remaining time horizon before commencement and completion of decommissioning, and the funding status ofthe Fund.
III.        Responsibilities The Committee is responsible for the oversight and management of the Fund's investments. The Committee, may, at its discretion, retain the services of consultants and other service providers (an "Advisor") to assist the Committee in discharging its obligations for the plan.
The Committee agrees that in carrying out its responsibilities it will:
* Retain the right to replace an Advisor;
* Work with an Advisor to establish a framework for the management of the Fund's assets;
* Make determinations whether fee schedules of the Advisor are reasonable;
* Investigate and determine whether past administration of Fund by the Advisor has been reasonable and suitable;
* Review at least annually, and revise as appropriate, the provisions ofthis IPS;
* Ensure that total trustee and investment manager fees paid on an annual basis by the Fund for the entire portfolio, including any comingled funds, shall not exceed 0.7% of the entire portfolio's average annual balance;
* Ensure that Fund is managed so that funds are available at the time of decommissioning; and 000021
 
Docket No 50945 Exhibit KM-1 Page 3
* Periodically review the performance of the Fund's investments.
Advisor is responsible for the following:
* Assumption of discretion over Fund assets for manager selection, rebalancing and implementation of this IPS, as approved;
* Asset and liability analysis;
* Advising the Committee regarding IPS development;
* Assisting the Committee with the maintenance of the IPS;
* Investment manager structure analysis;
* Investment manager search and selection, including investigation and determination of suitability and financial strength;
* Monitor and report to the Committee the total trustee and investment manager fees paid on an annual basis by the Fund for the entire portfolio, including any comingled funds, to help Committee ensure that such fees shall not exceed 0.7% of tlie entire portfolio's average annual balance;
* Performance measurement analysis and quarterly investment performance reports;
* Periodic meetings with the Committee.
The Advisor agrees that in carrying out its responsibilities it will act only within the framework established by the Committee and outlined in this IPS, and promptly inform the Committee of any recommended changes to the asset allocation, investment strategies, or investment managers.
IV.        Asset Allocation The table below outlines the Fund's target allocation for both equity and fixed income allocations.
The Advisor will monitor the Fund's position with respect to the allocation outlined below, making asset allocation and manager/strategy changes to the Fund as appropriate. The Advisor will notify the Committee when asset allocation or manager/strategy changes have taken place. This is done to keep the Committee informed regarding the actions taken by the Advisor to execute the IPS.
000022
 
Docket No. 50945 Exhibit KM-1 Page 4 Asset Mix Asset Class            Minimum                    Normal              Maximum Equity                        0%                      60%                    60%
                -Domestic                    0%                      40%                    60%
                -Non US                      0%                      20%                    25%
Fixed Income                  35%                      40%                    100%
Cash                            0%                        0%                      5%
The guidelines and objectives in this IPS outline an asset allocation that the Committee has determined is appropriate for managing the Fund assets. Furthermore, in developing this asset allocation, the Committee and its Advisor considered the following:
* Broad economic factors;
* Historical and prospective information regarding the capital market performance;
* Applicable investment strategies; and
* The current regulatory environment and liabilities of the Fund.
The Committee recognizes that as market, regulatory, and business conditions change, this allocation may require adjustments. The Advisor will, on an ongoing basis, monitor these conditions and may recommend amendments to the allocation.
Rebalancine Execution of asset class rebalancing must account for the tax impact to the Fund. Rebalancing may be implemented through any combination of the following actions: a) purchase/sale of securities, b) allocation of new contributions. If market fluctuations raise the equity allocation above the maximum, new contributions are to be allocated to Fixed Income until the Asset Mix is back to the Normal allocation. Reallocation of current investments may also be considered for moving toward Normal allocations, ifjudged prudent.
V.        Performance Obiectives The performance objective of the Fund is to provide a competitive, after-tax return on Fund assets, while at the same time preserving the value of the assets in the Fund within the risk tolerance established by the Committee.
000023
 
Docket No 50945 Exhibit KM-1 Page 5 The table below summarizes the performance targets for the investments relative to the market-based benchmarks indicated. In each case, the comparison of actual performance relative to benchmark is done on an after-tax, net of fees basis.
After-tax, net offees peiformance targets for total fund and by asset class:
ANNUAL PERFORMANCE TARGET (BASIS POINT SPREAD OVER BENCHMARK)                    BENCHMARK Total Fund                                +10                    Weighted average of asset class benchmarks Domestic Equity                            +5                          S&P 500 Non US Equity                              +5                        MSCI EAFE Fixed Income and Cash                                              Barclays Capital
                                                      +25                          Govt/Credit Vl.          Selection and Retention Criteria for Investment Managers or Funds The Advisor will make all decisions regarding retention, replacement, or elimination of managers, funds, or investment strategies for the Fund; however, Committee shall retain the right to remove or replace investment managers, institutional trustees or Advisor at its discretion. The Advisor will incorporate an understanding of the Committee's short and long-term investment objectives, as well as the guidelines of this IPS, when making investment decisions. The Advisor will inform the Committee with respect to these decisions.
The Advisor recognizes that decisions regarding managers are always prospective. Factors considered when making changes to manager structure include (but are not limited to) the following:
* Investment results compared to appropriate benchmarks and peer groups; 000024
 
Docket No 50945 Exhibit KM-1 Page 6
* Consistency of investment philosophy and process;
* Stability of portfolio management team, including research support;
* Change in firm ownership, management, and incentives for key professionals;
* Financial stability and strength for purposes of liability.
Other areas o f consideration include the following:
* Legal or regulatory issues;
* Adherence to investment guidelines;
* Assets under management;
* Client service;
* Investment fees.
VII.          Investment Guidelines Each investment manager appointed by the Committee to execute the IPS will invest Fund assets as prescribed by the Committee in accordance with this EPS and its judgments concerning relative investment values. In particular, the investment manager is accorded full discretion, within policy limits contained herein and guidelines of the manager's investment management agreement, to (1) select individual securities, (2) make periodic adjustments to the proportions of investment mediums for which the investment manager is responsible and (3) diversify Fund assets, to best attain the investment objectives.
The investments are limited to common stocks; preferred stocks; collective trust funds; pooled investment funds, including real estate; government securities; corporate bonds, including convertibles; obligations of a state or local government; and short-term money market instruments.
No investments shall be initiated in collective trust funds and pooled investment funds without prior approval by the Committee or its designated representative. Any other investment mediums that the investment manager deems appropriate, not previously permitted by this 1PS, may be presented by the investment manager to the Committee. The investment managers are authorized to maintain cash equivalents in United States Treasury bills and/or interest bearing instruments, subject to rating requirements set out in the Fixed-Income Investments section of this IPS.
Tax Considerations 000025
 
Docket No. 50945 Exhibit KM-1 Page 7
: 1. The investment manager should manage the assets with the current and prospective tax rates and their impact taken into consideration with the objective of maximizing returns on an after-tax basis.
: 2. The applicable tax rate for the qualified trust is 20%. The tax rate is the same for both income and capital gains.
: 3. Tax deductible expenses incurred by the Fund may be o ffset by taxable investment income.
General Considerations
: 1. All trust investments must comply with the guidelines set forth by Commission Substantive      Rule  25.303,    which  can    be    found  at  their    web      site:
https://www.puc.texas.gov/agency/rulesnlaws/subrules/electric/25.303/25.303.pdf
: 2. There is no requirement for the investment managers to maintain significant liquid reserves. However, from time to time, as the Committee may determine, portions of an investment manager's account may be called upon                    for payment of decommissioning related expenses.
: 3. Security trades shall be made with an emphasis on highest net proceeds or lowest net Cost.
: 4. The Fund should be diversified with at least 20 different issues of securities and, with the exception of securities issued by the United States Government, the securities of a single issuer shall not represent more than 5% of the market value of the total portfolio.
: 5. There shall be no investments in securities ofthe Company or any of its subsidiaries, nor shall the investment manager invest in any equity or debt instrument of its own or that of any of its affiliates; however, collective trust funds or pooled investment funds in which such securities are held are not so restricted.
: 6. There shall be no trading of warrants or other options, including puts, calls and straddles, except when acquired as a result of the purchase of another security, or in the case of options, when sold as part of a covered position.
: 7. The use of leverage to purchase securities or the purchase of securities on the margin is prohibited.
Domestic Equity Investments 000026
 
Docket No 50945 Exhibit KM-1 Page 8
: 1. The objective of the equity investments is to match the performance of the S&P 500 Index through replicating the holdings and weightings ofthe S&P 500 Index.
: 2. Investments in issues convertible to common stock shall be considered equities for asset mix and performance measurement except as previously agreed to, in writing, by the investment manager and the Committee, or its designated representative.
: 3. At least 70% of the aggregate (domestic plus non-US) equity portfolio, based on market value, must have a quality ranking from a major rating service. The rated portion of the domestic portfolio must have a composite quality ranking at least equivalent to that ofthe S&P 500 index.
: 4. The Fund should not invest in equity securities of companies with capitalizations of less than $100 million.
Non US Equity Investments
: 1. The objective of the equity investments is to match the performance of the MSCI EAFE index through replicating the holdings and weightings of the MSCI EAFE Index.
: 2. Investments in issues convertible to common stock shall be considered equities for asset mix and performance measurement except as previously agreed to, in writing, by the investment manager and the Committee, or its designated representative.
: 3. At least 70% of the aggregate (domestic plus non-US) equity portfolio, based on market value, must have a quality ranking from a major rating service. The rated portion of the non-US portfolio must have a composite quality ranking at least equivalent to that ofthe MSCI EAFE index.
: 4. The Fund should not invest in equity securities of companies with capitalizations of less than $100 million.
Fixed-Income Investments
: 1. The Fund shall not invest in corporate or municipal debt securities that have a bond rating below investment grade ('BBB-" by Standard & Poor's Corporation or "Baa3" by Moody's Investor's Service) at the time that the securities are purchased.
: 2. The overall portfolio of debt instruments shall have a quality level not below a "AA" grade by Standard & Poor's Corporation or "Aa2" by Moody's Investor's Service. In calculating the quality of the overall portfolio, debt securities issued by the Federal 000027
 
Docket No 50945 Exhibit KM-1 Page 9 government shall be considered as having a "AAA" rating.
: 3. As a general rule, the municipal portfolio should be broadly diversified as to geography and issuer as well as security type.
: 4. Investment should be in investment grade, readily marketable fixed income securities including, but not limited to, obligations of the U.S. Government and its agencies, domestic and foreign corporations, municipalities and municipal agencies, supranational entities, mortgage related and asset-backed securities.
: 5. Foreign investments may include obligations of governments other than the United States, other foreign governmental and public sector agencies, international organizations and agencies, foreign corporations and banks, rate A or higher.
: 6. No more than 20% ofthe market value of the portfolio may be invested in non-dollar denominated fixed income securities. No more than 10% of the market value of the portfolio may be exposed to foreign currency fluctuation, i.e., any amount above 10%
must be hedged into U.S. dollars.
Cash Equivalents
: 1. In addition to the applicable restrictions under fixed-income investments, diversification must be maintained. Cash-equivalent investments shall be made with concern for quality over return or yield.
: 2. Investments should be high quality, readily marketable money market securities including, but not limited to, Treasury bills, commercial paper rated Al or P[,
certificates of deposit and bankers' acceptance of domestic and foreign banks, and repurchase agreements purchased from primary dealers.
: 3. Investment in time or demand deposits must be with banks incorporated within the United States ranked in the top 100 and/or non-United States banks located in the United States of comparable size and quality. Such investments should be made in the short-term obligations of banks rated "P 1 " by Moody's Investor Service or an equivalent rating of any other nationally rated service.
Derivatives
: 1. The use of derivative securities in the Fund is limited to those whose purpose is to enhance returns of the Fund without a corresponding increase in risk or to reduce risk of the portfolio.
: 2. Derivatives may not be used to increase the value of the portfolio by any amount 000028
 
Docket No 50945 Exhibit KM-1 Page 10 greater than the value of the underlying securities.
: 3.      Prohibited derivative securities include, but are not limited to, mortgage strips; inverse floating rate securities; leveraged investments or internally leveraged securities; residual and support tranches ofcollateralized mortgage obligations; tiered index bonds or other structured notes whose return characteristics are tied to non-market events; uncovered call/put options; large counter-party risk through over-the-counter options, forwards and swaps; and instruments with similar high-risk characteristics.
VIII.          Proxv Voting Investment managers have been given the responsibility for voting proxy issues on securities held in their respective portfolios and such votes should be commensurate with the objectives of the Fund and this IPS.
IX.            Brokerage Brokerage commissions, incurred in the normal course of trading securities, are expenses of the Fund, and as such, are subject to the total portfolio expense limitation set forth in this IPS. Investment managers will have discretion and should seek "best execution" services.
X.            Review Process Policv Review It is recognized that changes to the investment objective and policies of the Fund may be in order fi~om time to time to ensure that it accurately reflects the Committee's views.
Performance Review The Committee, or its representative, shall meet with the representative(s) of the investment manager(s) at least annually to review performance.
ReportinH The investment manager shall keep accurate records of all investments and other transactions hereunder, and all records relating thereto shall be open at all reasonable times to inspection and audit by any person or persons designated by the Committee or by the Board of Directors of the Company.
000029
 
Docket No 50945 Exhibit KM-1 Page 11 The trustee shall submit quarterly reports detailing investment holdings, account transactions and performance results. Individual transactions advices will be sent as requested. The trustee shall keep accurate records of all investments, receipts and disbursements and other transactions hereunder, and all records relating thereto shall be open at all reasonable times to inspection and audit by any person or persons designated by the Committee or by the Board of Directors of the Company.
Within 60 days following the close of the Fund's fiscal year (or following the close of such other annual period as may be agreed upon by the investment manager and the Committee) the trustee shall file a written report setting forth all securities and other property purchased and sold; all receipts, disbursements and other transactions effected by it during such annual period; and showing the securities and other property held at the end of such period.
000030
 
Control Number: 50945 Item Number: 17 Addendum StartPage: 0
 
                                                                                                  /U//
ED    N
                                                                              ~~ RECEIV
                                                                              ~ DEC 1 1 2020 0
DOCKET NO. 50945                        ~ BY 1t>1-___-,4%.4
                                                                                    >t / Aj n T>>/j APPLICATION OF COMMANCHE                      &sect;        PUBLIC UTILITY COMM1MSONE<<
PEAK POWER COMPANY LLC FOR                    &sect; REVIEW OF NUCLEAR                            &sect;                      OF TEXAS DECOMMISSIONING COST STUDY                    &sect; AND FUNDING ANALYSIS UNDER                    &sect; 16 TAC &sect; 25.303(f)(2)
COMMISSION STAFF'S RECOMMENDATION ON THE SUPPLEMENTED APPLICATION COMES NOW the Staff(Staff) of the Public Utility Commission of Texas (Commission),
representing the public interest, and files this Recommendation on the Supplemented Application.
In support thereof, Staff would show the following:
I.      BACKGROUND On June 16, 2020, Comanche Peak Power Company LLC (Comanche Peak) filed an application for review of a nuclear decommissioning cost study and funding analysis under 16 Texas Administrative Code (TAC) &sect; 25.303(f)(2).
On November 5,2020, the Commission considered Comanche Peak's application and determined that the application and subsequent filings did not include evidence required by 16 Texas Administrative Code &sect; 25.303(f)(4)(A), (B), and (D). The application was remanded to the Office of Policy and Docket Management, and on November 9,2020, Order No. 4 was filed, which established a deadline of December 11, 2020 for Staff to file a recommendation on the supplemented application. Therefore, this pleading is timely filed.
II. RECOMMENDATION ON SUPPLEMENTED APPLICATION As detailed in the attached testimony of Darryl Tietjen of the Commission's Rate Regulation Division, Staff recommends approval of the application. The supplemental evidence provided by Comanche Peak on November 30,2020, demonstrates compliance with 16 TAC &sect; 25.303(f)(4).
III. CONCLUSION Staff respectfully requests the entry of an order approving the application.
1
 
Dated: December 11,2020 Respectfully submitted, PUBLIC UTILITY COMMISSION OF TEXAS LEGAL DIVISION Rachelle Nicolette Robles Division Director Eleanor D'Ambrosio Managing Attorney
_/s/ John Harrison_
John Harrison State Bar No. 24097806 1701 N. Congress Avenue P.O. Box 13326 Austin, Texas 78711-3326 (512) 936-7277 (512) 936-7268 (facsimile)
John.Harrison@puc.texas.gov DOCKET NO. 50945 CERTIFICATE OF SERVICE I certi fy that, unless otherwise ordered by the presiding officer, notice of the filing of this document was provided to all parties of record via electronic mail on December 11, 2020, in accordance with the Order Suspending Rules, issued in Project No. 50664.
                                                /s/ John Harrison John Harrison 2
 
DOCKET NO. 50945 APPLICATION OF COMANCHE PEAK      &sect;      PUBLIC UTILITY COMMISSION POWER COMPANY LLC FOR            &sect; REVIEW OF NUCLEAR                &sect;              OF TEXAS DECOMMISSIONING COST STUDY        &sect; AND FUNDING ANALYSIS UNDER 16    &sect; TAC &sect; 25.303*(2)
TESTIMONY OF DARRYL TIETJEN IN SUPPORT OF THE SUPPLEMENTED APPLICATION RATE REGULATION DIVISION PUBLIC UTILITY COMMISSION OF TEXAS DECEMBER 11, 2020
 
Docket No. 50945                                                                                        Page 1 of 6 TESTIMONY OF DARRYL TIETJEN IN SUPPORT OF THE SUPPLEMENTED APPLICATION TABLE OF CONTENTS I.        Introduction.................
II.        Purpose ofTestimony..................................................................3 III.        Recommendation........................................................................3 IV.          Discussion................................................................................4 Attachment DT-1 List of Testimonies by Darryl Tietjen Testimony of Darryl Tietjen in Support o f the Supplemented Application                        December 11,2020
 
Docket No. 50945                                                                          Page 2 of 6 1        I. INTRODUCTION 2 Q.      Please state your name and business address.
3 A.      Darryl Tietjen, 1701 N. Congress Avenue, Austin, Texas.
4 5 Q.      By whom are you employed and in what capacity?
6 A.      I am employed by the Public Utility Commission of Texas (Commission) as the Director 7        of the Rate Regulation Division.
8 9 Q.      What are your principal areas of responsibility?
10 A.      In addition to the management of the Rate Regulation Division, I am responsible for 11        recommending fair rates of return on invested capital, evaluating financial integrity 12        requirements, conducting various financial analyses, leading or participating in various 13        rulemaking projects, and preparing testimony concerning various financial matters relevant 14        to public utilities regulated by the Commission.
15 16 Q.      Please describe your educational background and professional qualifications.
17 A.      I hold a Master of Business Administration degree with concentrations in finance and 18        accounting from The University of Texas at Austin (UT Austin), and a Bachelor of 19        Business Administration degree with a concentration in finance, also from UT Austin.
20        While earning my master's degree, 1 was employed by UT Austin as an instructor, teaching 21        two sections ofundergraduate corporate finance. Prior to attending graduate school, I was 22        employed by a commercial bank, where I was principally involved in investment activities 23        and internal and external financial reporting.
24                I am a Certified Public Accountant (CPA) licensed in the state of Texas and a 25        member of the Texas Society of Certified Public Accountants (TXCPA). I have twice 26        served as chairman o f the annual TXCPA-sponsored Energy Conference, for which I have 27        been a committee member for approximately 20 years.
28                I also hold the designation of Chartered Financial Analyst (CFA), which is awarded 29        by the CFA Institute after successful completion of its three-part examination process over Testimony of Darryl Tietjen in Support of the Supplemented Application            December 11,2020
 
Docket No. 50945                                                                          Page 3 of 6 1        a minimum three-year period. The curriculum for the CFA charter covers a defined body 2          of knowledge fundamental to the practice of investment management, and includes the 3          areas of finance, accounting, economics, statistics, and ethical and professional conduct.
4 5  Q.      Have you previously testified before this Commission?
6  A.      Yes. Attachment DT-1 provides a summary of the dockets in which I have filed direct or 7          other testimony.
8 9          II. PURPOSE OF TESTIMONY 10  Q.      What is the purpose of your testimony in this proceeding, Docket No. 50945, 11          Application of Comanche Peak Power Company LLC for Review of Nuclear 12          Decommissioning Cost Study and Funding Analysis Under 16 TAC &sect; 25.303*(2)?
13  A.      The purpose of my testimony is to supplement my initial recommendation filed on 14          September 21,2020 in this docket and address the information provided in the testimony 15          filed on November 30,2020 by Kristopher Moldovan on behalf of Comanche Peak Power 16          Company LLC (CPPC). Mr. Moldovan filed his testimony in response to Order No. 4, 17          Requesting Additional Information and Establishing Procedural Schedule , to provide 18          additional information necessary to cure the deficiencies the Commission identified in the 19          application and subsequent filings.1 20 21            III. RECOMMENDATION 22  Q.      Please state your recommendation in this proceeding.
23  A.      I recommend that the Commission approve CPPC' s request.              In my opinion, Mr.
24          Moldovan's testimony includes the information necessary to satisfy the requirements of 16 25          Texas Administrative Code &sect; 25.303 (decommissioning rule).                  I discuss my 26          recommendation in greater detail below.
27
            ' Order Remaining Proceeding to Docket Management (Nov. 5,2020).
Testimony of Darryl Tietjen in Support of the Supplemented Application            December 11,2020
 
Docket No. 50945                                                                                          Page 4 of 6 1        IV.      DISCUSSION 2 Q.      Please describe the key information Mr. Moldovan provides in his testimony and how 3        you believe it addresses the evidentiary deficiencies identified by the Commission.
4 A.      The Commission ' s Order Remanding Proceeding to Docket Management ( filed November 5        5,2020) states that "...the application and subsequent filings did not include evidence 6        required by 16 Texas Administrative Code &sect; 25.303(f)(4)(A), (B), and (D)...."
7                  With regard to the requirements of the referenced subparagraph (A) of subsection 8        (f)(4) of the decommissioning rule,2 it is my opinion that the filing of Mr. Moldovan's 9        testimony and the information contained therein demonstrate the necessary compliance. I 10        believe that Mr. Moldovan's testimony provides an appropriately detailed discussion ofthe 11        decommissioning cost study, the related funding analysis, and the requested funding 12        amount.
13                  With regard to the referenced subparagraph (B) of subsection (f)(4) of the 14        decommissioning rule,3 Mr. Moldovan's testimony includes an attachment (Exhibit KM-15          1 ) containing CPPC ' s Investment Policy that, in my opinion , demonstrates the prudence of 16        the decommissioning trust funds' investment policies and compliance with the rule's 17        investment guidelines . In addition to a number ofvarious otherissues , CPPC ' s Investment 18        Policy addresses key points such as the trust funds' asset allocations, tax considerations, 19        performance objectives, and criteria for the selection and retention ofthe funds' investment 20        managers.
21                  With regard to the referenced subparagraph (D) of subsection (f)(4) of the 22        decommissioning rule,4 Mr. Moldovan states on page 11, lines 4 through 6 ofhis testimony 2 The provisions of 16 TAC &sect; 25.303(0(4)(A) state that "The cost study and funding analysis shall be accompanied by a report or testimony supporting the analyses and the requested annual funding amount."
3 The provisions of 16 TAC &sect; 25.303(f)(4)(B) state that "The Nuclear Decommissioning Trust Funds administrator shall demonstrate that the decommissioning funds are being invested prudently and in compliance with the investment guidelines in subsection (e) of this section."
4 The provisions of 16 TAC &sect; 25.303(f)(4)(D) state that "The Transferee Company (or the funds administrator and the Transferee Company, if different) shall demonstrate efforts to achieve optimum tax efficiency as defined in subsection (e)(3)(B)(iti) ofthis section, including, as applicable, maintenance oftax-exempt status Testimony of Darryl Tietjen in Support of the Supplemented Application                            December 11,2020
 
Docket No 50945                                                                                      Page 5 of 6 1        that, "All decommissioning funds are deposited and invested in tax-qualified nuclear 2          decommissioning trusts, as called for under 16 TAC &sect; 25.303(e)(3)(B)(iii)." As a point of 3          additional reference, I would note that his statement is consistent with the information 4          contained in CPPC's most recent annual nuclear decommissioning report that CPPC filed 5          on May 13 , 2020 in Project No . 34277 , Annual Report on the Status of Nuclear 6          Decommissioning Funding .              Based on this information , I believe that CPPC has 7          demonstrated compliance with the requirements of 16 TAC &sect; 25.303(f)(4)(D).
8 9  Q.      Do you believe that CPPC's funding process flows through to ratepayers appropriate 10          economic benefits?
11  A.      Yes. Mr. Moldovan discusses on pages 8 through 10 of his testimony the process by which 12          CPPC makes monthly contributions to the decommissioning trust fund. As he explains, 13          CPPC's monthly funding process-which differs in funding frequency from the weekly 14          funding period described in 16 TAC &sect; 25.303(g)(2)(C)-reflects the fact that a certain 15          portion of the funding contribution is essentially a pre-funding of amounts that have been 16          billed to ratepayers but not yet actually paid, and the result is a time-value-of-money effect 17          that replicates the imputation of interest. Mr. Moldovan indicates in his testimony (at the 18          bottom of page 9) that CPPC and its predecessors have used (and the Commission has 19          approved) this funding approach for at least the last 15 years.
20 21  Q.      Do you generally agree with Mr. Moldovan's statement on page 9, lines 14 through 22          16 of his testimony that, "from a monthly net use of funds standpoint, the effect of 23          Comanche Peak's approach is that the NDF receives the contribution as of the date 24          the revenues are received by Oncor, without any delay"?
25  A.      Yes. I would note, however, that I also agree with his statements on page 10, lines 3 26          through 5 of his testimony, where he states, "Ifthe Commission orders a different approach 27          to NDF [Nuclear Decommissioning Fund] deposits in this proceeding, Comanche Peak or efforts to achieve 'qualified' status in accordance with Internal Revenue Code &sect;468A (or any successor thereto) with respect to its taxable nuclear decommissioning trust funds."
Testimony of Darryl Tietlen in Support o f the Supplemented Application                      December ll,2020
 
Docket No. 50945                                                                            Page 6 of 6 1        will of course comply with the Commission's order," As I indicated above, I believe that 2        the process by which CPPC makes contributions to the trust fund appropriately takes into 3        account the time value of money; nevertheless, I understand that the Commission may 4        choose to direct CPPC to alter the funding process so as to more explicitly reflect the effect 5        ofimputed interest as provided for in 16 TAC &sect; 25.303(g)(2)(C).
6 7 Q.      Does this conclude your testimony?
8 A.      Yes.
Testimony of Darryl Tietjen in Support of the Supplemented Application              December 11,2020
 
PUC Docket No. 50945 Attachment DT-1 Page 1 of 3 LIST OF TESTIMONIES BY DARRYL TIETJEN P.U.C. Docket                    Company                              Subject 10060                    Brazos River Authority                      Rate of Return 10462                    Tex-La Electric Cooperative                  Interim Rates/ROR 10325                    Central Texas Electric Cooperative          Rate of Return 10744                    Rayburn Country Electric Cooperative        Sale, Transfer, Merger 10820                    Magic Valley Electric Cooperative            Rate of Return 11347                    Johnson County Electric Cooperative          Rate of Return 11571                    Fayette Electric Cooperative                Rate of Return 11520                    Southwestern Public Service Company          Rate o f Return 12065                    Houston Lighting & Power Company            Decomm. Exp.
12700                    El Paso Electric Company                    Rate Moderation/
Mirror CWIP 12815                    Pedernales Electric Cooperative              Rate of Return 12820                    Central Power and Light Company              Decomm. Exp.
12852                    Gulf States Utilities Company                Decomm. Expense/
Contra-AFUDC 13827                    Southwestern Public Service                  Notice of Intent 14965                    Central Power and Light Company              ROR/ Decomm. Exp.
15638                    Texas Utilities Electric Company            Transmission COS 16585                    T&H Communications                          SPCOA 16705                    Entergy Gulf States                          Rate of Return 16705                    Entergy Gulf States                          ROR on ECOM 18290                    Entergy Gulf States                          Int. on Tax Remand 18845                    Central and South West Companies            Financial Condition of Resource Providers 21527                    TXU Electric Company                        Securitization 21528                    Central Power and Light Company              Securitization 22344                    Generic Unbundled Docket                    Return on Equity 22355                    Reliant Energy                              ECOM Estimate 22352                    Central Power and Light Company              Cost of Debt 22354                    West Texas Utilities Company                Refinancing Costs 22350                    TXU Electric Company                        ECOM Estimate 26942                    Texas-New Mexico Power Company              Reg Asset Treatment 29206                    Texas-New Mexico Power Company              Stranded Costs &
True-up Issues 29206                    Texas-New Mexico Power Company              Int on Stranded Costs 29526                    CenterPoint Energy Houston Electric          Stranded Costs &
True-up Issues 29526                    CenterPoint Energy Houston Electric          Int. on Stranded Costs 30485                    CenterPoint Energy Houston Electric          Financing Order Testimony of Darryl Tietjen in Support of the Supplemented Application        December ll, 2020
 
PUC Docket No. 50945 Attachment DT-1 Page 2 of 3 LIST OF TESTIMONIES BY DARRYL TIETJEN (cont.)
30706                    CenterPoint Energy Houston Electric          Comp. Transition Charge 31056                    AEP Texas Central Company                    Stranded Costs &
True-up Issues 31994                    Texas-New Mexico Power Company              Comp. Transition Charge 32475                    AEP Texas Central                            Financing Order 32907                    Entergy Gulf States, Inc.                    Interest on Storm Costs 33106                    Texas-New Mexico Power Company              Interest Rate on CTC 33586                    Entergy Gulf States, Inc.                    Financing Order 32795                    $5 Billion Stranded-Cost Threshold          Interest Amount 34448                    CenterPoint Energy Houston Electric          Financing Order 34077                    Oncor Electric Delivery and Texas Energy    Support of Stipulation Future Holdings Limited Partnership 35038                    Texas-New Mexico Power Company              Tariff Filing 33891                    Southwestern Electric Power Co.              CCN Application 36918                    CenterPoint Energy Houston Electric          Restoration Costs 36931                    Entergy Texas                                Restoration Costs 39504                    CenterPoint Energy Houston Electric          Remanded True-up Costs 39722                    AEP Texas Central Company                    Remanded True-up Costs 40627                    Austin Energy                                Rate Issues 45188                    Oncor Electric Delivery Company, et al.      Federal Inc. Taxes; Cost of Capital 46238                    NextEra, Oncor                              Federal Income Taxes 45414                    Sharyland Utilities, et al.                  Federal Income Taxes 46936                    Southwestern Public Service Co.              Wind Facilities-Rate Treatment 46936                    Southwestern Public Service Co.              Testimony in Support of Stipulation 46957                    Oncor Electric Delivery Company              Testimony in Support of Stipulation (included in AIS item #420) 47527                    Southwestern Public Service Company          Testimony in Support of Stipulation 48401                    Texas-New Mexico Power Company              Testimony in Support of Stipulation Testimony of Darryl Tietjen in Support of the Supplemented Application        December 11,2020
 
PUC Docket No 50945 Attachment DT-1 Page 3 of 3 LIST OF TESTIMONIES BY DARRYL TIETJEN (cont.)
48439                    Entergy Texas                                Testimony in Support of Stipulation (Rate Case Exp) 48929                    Oncor Electric Delivery Company,            Rate-Related Issues Sharyland Utilities, LP, et al.
49308                    AEP Texas, Inc.                              Testimony in Support of Stipulation (Financing Order) 49421                    CenterPoint Energy Houston Electric, LLC    Financial Protection Measures; Securitization-Related ADFIT 49421                    CenterPoint Energy Houston Electric, LLC    Testimony in Support of Stipulation 49494                    AEP Texas                                    Financial Protection Measures; Securitization-Related ADFIT 49494                    AEP Texas                                    Testimony in Support of Stipulation 49831                    Southwestern Public Service Co.              Testimony in Support of Stipulation 49849                    El Paso Electric Company, et al.            Accounting Issues; 49849                    El Paso Electric Company, et al.            Testimony in Support of Stipulation Testimony of Darryl Tietjen in Support of the Supplemented Application      December 11, 2020
 
Control Number: 50945 Item Number: 18 Addendum StartPage: 0
 
DOCKET NO. 50945 2020 DEC 18 AM H: 39 APPLICATION OF COMANCHE PEAK                      &sect;    PUBLIC Ui?fzit&#xa5; C)NIMISSW,N FH-ING CLERK POWER COMPANY LLC FOR REVIEW                      &sect; OF NUCLEAR DECOMMISSIONING                        &sect;                  OF TEXAS COST STUDY AND FUNDING                            &sect; ANALYSIS UNDER 16 TAC &sect; 25.303(f)(2)              &sect;
                                                  &sect; JOINT REQUEST TO ADMIT ADDITIONAL EVIDENCE AND PROPOSED ORDER COMES NOW Comanche Peak Power Company LLC (Comanche Peak), together with the Staff (Staff) ofthe Public Utility Commission of Texas (Commission), representing the public interest, and files this Joint Request to Admit Additional Evidence related to the Commission's review of Comanche Peak's nuclear decommissioning cost study and funding analysis under 16 Texas Administrative Code (TAC) &sect; 25.303(f). The Proposed Order includes revised proposed findings of fact, conclusions of law, and ordering paragraphs, in compliance with Order No. 4. In accordance with Order No. 4, this filing is timely on December 18, 2020.
I. REQUEST TO ADMIT EVIDENCE The parties jointly request to admit the following additional evidence into the record of this proceeding:
(a)    Direct Testimony of Kristopher Moldovan on behalf of Comanche Peak, filed on November 30,2020 (Interchange Item No. 16); and (b)    Staff s Recommendation on the Supplemented Application, including the testimony of Darryl Tietjen, filed on December 11,2020 (Interchange Item No. 17).
II. PROPOSED ORDER The Proposed Order would approve Comanche Peak' s recommendation regarding its nuclear decommissioning cost study and funding analysis under 16 TAC &sect; 25.303 to make an adjustment in the allocation of collections between the Unit 1 and Unit 2 decommissioning funds but make no change in the current collection rate. The docket was processed in accordance with applicable statutes and Commission rules. Notice of the application was provided to interested JOINT REQUEST TO ADMIT ADDITIONAL EVIDENCE AND PROPOSED ORDER                                                                            Page 1 9>\
 
parties. No protests and no requests for hearing were filed. Therefore, Comanche Peak and Staff are the only parties to this proceeding.
III. CONCLUSION Staff has reviewed Comanche Peak's supplemental filing with the direct testimony of Kristopher Moldovan and, based on the testimony of Darryl Tietjen of the Commission's Rate Regulation Division, recommends its approval, and therefore, the parties respectfully request that the Commission adopt the attached findings of fact and conclusions of law as well as grant the admittance of the specified supplemental evidence.
Respectfully submitted,
                                                    /sl Kirk D. Rasmussen Kirk D. Rasmussen State Bar No. 24013374 Jackson Walker LLP 100 Congress Avenue, Suite 1100 Austin, Texas 78701 (512) 236-2000 (512) 691-4427 (fax)
Email: krasmussen@jw.com ATTORNEYS FOR COMANCHE PEAK POWER COMPANY LLC CERTIFICATE OF SERVICE I certify that a copy of this document was served on all parties of record on this date via the Commission's Interchange in accordance with the Commission's order in Docket No. 50664 suspending PUC Procedural Rule 22.74.
                                                      /s/ Kirk D. Rasmussen Kirk D. Rasmussen
 
EXHIBIT A - JOINT PROPOSED ORDER DOCKET NO. 50945 APPLICATION OF COMANCHE PEAK                      &sect;    PUBLIC UTILITY COMMISSION POWER COMPANY LLC FOR                            &sect; REVIEW OF NUCLEAR                                &sect;                OF TEXAS DECOMMISSIONING COST STUDY                        &sect; AND FUNDING ANALYSIS UNDER 16                    &sect; TAC &sect; 25.303*(2)
PROPOSED ORDER This Order addresses the application of Comanche Peak Power Company LLC for review of its nuclear decommissioning cost study and funding analysis under 16 Texas Administrative Code (TAC) &sect; 25.303(f)(2). The Commission approves (a) continuation of the annual funding amount of $20,077,165 for the cost of nuclear decommissioning related to Comanche Peak's ownership interest in Comanche Peak Nuclear Power Plant Units 1 and 2, through 2025; and (b) adjusting the allocation of the decommissioning funds to 72.3% for Unit 1 and 27.7% for Unit 2.
I. Findings of Fact The Commission makes the following findings of fact.
Applicant
: 1.      Comanche Peak is a foreign limited liability company registered with the secretary of state under filing number 802412555.
: 2.      Comanche Peak is a power generation company registered with the Commission under power generation company number 20407.
: 3.      Through Comanche Peak Nuclear Power Plant, Comanche Peak generates electricity that is intended to be sold at wholesale.
Application
: 4.      On June 16, 2020, Comanche Peak filed an application for review of a study of the decommissioning costs of Comanche Peak Nuclear Power Plant, a financial escalation analysis of the decommissioning costs, and an updated funding analysis.
: 5.        In the application, Comanche Peak requested no change to the current annual funding amounts for the cost ofnuclear decommissioning related to Comanche PeakNuclear Power Plant.
: 6.        In the application, Comanche Peak requested an adjustment in the allocation of decommissioning funds between the Unit 1 and Unit 2.
: 7.        On November 30,2020, Comanche Peak supplemented its application with the direct testimony of Kristopher Moldovan.
: 8.        In Order No.          filed on                  , the administrative law judge (ALJ) found the supplemented application administratively complete.
Decommissioning Costs and Fundinjz
: 9.        Comanche Peak administers a nuclear decommissioning trust fund for Comanche Peak Nuclear Power Plant, for which Oncor Electric Delivery Company, LLC is the collecting utility.
: 10.      Comanche Peak's current annual funding amount approved in Docket No. 448451 is
          $20,077,165.
: 11.      Comanche Peak Nuclear Power Plant consists of two units, Unit 1 and Unit 2, and the annual amount collected to cover the cost ofnuclear decommissioning is allocated between the two units.
: 12.      The annual amount collected to cover the cost ofnuclear decommissioning has, since 2015, been allocated between Unit 1 and Unit 2 at an average rate of 57.1% for Unit 1 and 42.9%
for Unit 2.
Comanche Peak Nuclear Power Plant Nuclear Decommissioninjz Trusts
: 13.      As of December 31, 2019, the net after-tax value of the trusts for Units 1 and 2 totaled
          $1,316460,673, consisting of $623,952,136 for Unit 1 and $692,508,537 for Unit 2.
        ' Application of Luminant Generation Company LLC for Review of Nuclear Decommissioning Cost Study and Fi{ nding Analysis , Docket No . 44845 , Orderat Ordering Paragraph No . 2 (Nov 6 , 2015 ).
: 14. The Decommissioning Cost Analysis for Comanche Peak Nuclear Power Plant prepared by TLG Services, Inc. dated May 2020 and the Financial Escalation Analysis for the Comanche Peak Nuclear Power Plant prepared by TLG in May 2020 estimate the total cost to decommission and completely dismantle Comanche Peak Nuclear Power Plant at $1.729 billion in 2019 dollars, assuming a ten percent contingency.
: 15. Based on the results of the Decommissioning Study and Financial Escalation Analysis, Comanche Peak performed a Funding Analysis for Comanche Peak Nuclear Power Plant in June 2020.
: 16. The Funding Analysis shows a -2.7 percent difference between the required funding levels of $19.4 million annually and the five-year average Comanche Peak Nuclear Power Plant decommissioning fund collections from 2015-2019 of $19.9 million annually.
: 17. No change to the current annual collection rate is warranted because (a) there is only a small difference between the required annual funding rate and the five-year average actual annual collection rate, and (b) there is inherent and considerable uncertainty as to the predictability of long-term costs and market conditions.
: 18. Based on the results of the Funding Analysis, the allocation between the Unit 1 and Unit 2 decommissioning funds should be adjusted from 57.1% for Unit 1 and 42.9% for Unit 2 to 72.3% for Unit 1 and 27.7% for Unit 2.
: 19. Comanche Peak's cost study and funding analysis was accompanied by testimony supporting its analysis and the requested annual funding amount.
: 20. Comanche      Peak    has  established  investment  policies  to  ensure  that  nuclear decommissioning funds collected, plus the amounts earned from investment of the funds.
will be available at the time of decommissioning.
: 21. Comanche Peak has demonstrated efforts to achieve optimum tax efficiency to maximize the net earnings on the nuclear decommissioning trust funds.
Notice
: 22. On June 15, 2020, Comanche Peak provided a copy of its nuclear decommissioning cost study and funding analysis to the Commission's Financial Review Division.
: 23. On August 12, 2020, Comanche Peak filed the affidavit of Gary L. Moor, Comanche Peak's Director of Legal Operations, attesting that, subsequent to filing its application, Comanche Peak provided copies of its nuclear decommissioning cost study and funding analysis to the Office of Public Utility Counsel and Oncor.
: 24. In Order No . 2 filed on August 10 , 2020 , the ALJ found the notice sufficient .
Evidence
: 25. On September 28,2020, Commission Staff and Comanche Peak filed a joint request to admit evidence.
: 26. In Order No. 3 filed on September 30,2020, the ALJ admitted the following evidence into the record of this proceeding: (a) Comanche Peak's application, including all attachments, filed on June 16, 2020; (b) Commission Staffs sufficiency recommendation filed on August 7,2020; (c) Comanche Peak's affidavit regarding proof of notice filed on August 12,2020; and (d) Commission Staffs final recommendation filed on September 21,2020.
: 27. In Order No. _ filed on                  , the ALJ admitted the following evidence into the record of this proceeding: (a) the direct testimony of Kristopher Moldovan; and (b)
Commission's Staff's recommendation on the supplemented application, including the testimony of Darryl Tietjen in support ofthe supplemented application, filed on December 11,2020.
Informal Disposition
: 28. More than 15 days have passed since the completion of the notice provided in this docket.
: 29. No person filed a protest or motion to intervene.
: 30. Commission Staff and Comanche Peak are the only parties to this proceeding.
: 31. No party requested a hearing and no hearing is needed.
: 32. Commission Staff recommended approval of the application.
: 33. This decision is not adverse to any party.
II. Conclusions of Law The Commission makes the following conclusions of law.
: 1. The Commission has authority over the application under PURA2&sect;&sect; 14.001 and 39.205.
: 2. Notice of this proceeding was provided in compliance with 16 TAC &sect; 22.55 and 25.303(f)(2).
: 3. The Commission processed this application in accordance with PURA, the Administrative Procedure Act3 and Commission rules.
: 4. The remaining costs associated with nuclear decommissioning obligations continue to be subject to cost of service regulation under PURA &sect; 39.205.
: 5. Under PURA &sect; 39.205, the Commission is authorized to adopt rules to ensure that decommissioning funds are prudently collected, managed, and spent for the intended purpose of such funds and that any surplus is returned to retail customers.
: 6. Comanche Peak filed its periodic study of the decommissioning costs for Comanche Peak Nuclear Power Plant and its updated decommissioning funding analysis in accordance with 16 TAC &sect; 25.303(f).
: 7. Comanche Peak's cost study and funding analysis was accompanied by testimony supporting its analysis and the requested annual funding amount under 16 TAC
    &sect;25.303(0(4)A)
: 8. Comanche Peak demonstrated that the funds in its nuclear decommissioning trusts are being invested prudently and in compliance with the investment guidelines set forth in 16 TAC &sect; 25.303(e) under 16 TAC &sect; 25.303(f)(4)(B).
: 9. Comanche Peak demonstrated efforts to achieve optimum tax efficiency, including efforts to achieve "qualified" status in accordance with Internal Revenue Code &sect; 468A under 16 TAC &sect; 25.303(f)(4)(D)
: 10. The annual funding amounts proposed by Comanche Peak for nuclear decommissioning trusts are necessary to ensure sufficient funds to decommission Comanche Peak Units 1 and 2 at the end of their useful life in accordance with 16 TAC &sect; 25.303(f)(2).
2 Public Utility Regulatory Act, Tex. Util. Code &sect;&sect; 11.001-66.016.
3 Tex Gov't Code &sect;&sect; 2001.001-.903.
: 11. The requirements for informal disposition under 16 TAC &sect; 22.35 have been met in this proceeding.
III. Ordering Paragraphs In accordance with these findings of fact and conclusions of law, the Commission issues the following orders.
: 1. The Commission approves continuation of the annual funding amount of $20,077,165 for the cost of nuclear decommissioning related to Comanche Peak's ownership interest in Comanche Peak Nuclear Power Plant Units 1 and 2, through 2025.
: 2.      The Commission approves adjusting the allocation of the decommissioning funds to 72.3%
for Unit 1 and 27.7% for Unit 2.
: 3.      The Commission denies all other motions and any other requests for general or specific relief, i f not expressly granted.
27679791v. 1
 
Control Number: 50945 Item Number: 19 Addendum StartPage: 0
 
DeAnn T. Walker                                                                                      Greg Abbott Chairman                                                                                                        Governor Arthur C. D'Andrea Commissioner                                                          t/2020 DEC 3 I PM U 03 Shelly Botkin Commissioner                                                                      Fil ING CLERK Thomas Gleeson Executive Director Public Utility Commission of Texas TO:                  DeAnn T. Walker, Chairman Arthur C. D'Andrea, Commissioner Shelly Bolin, Commissioner All Parties of Record FROM:                Hunter Burkhalter Z35 Chief Administrative Law Judge RE:                  Open Meeting of January 29, 2021 Docket No . 50945 - Application of Comanche Peak Power Company LLC for Review of Nuclear Decommissioning Cost Study and Funding Analysis Under 16 TAC &sect; 25.303(DO)
DATE:                December 31, 2020 Because of the COVID-19 state of disaster, the Commission has moved to a work at a home environment and is working to maintain operations as normally as possible. However, all known challenges have not yet been overcome and the dates provided in this notice are subject to change.
Enclosed is a copy of the Revised Proposed Order in the above-referenced docket. The Commission will consider this docket at an open meeting currently scheduled to begin at 9:30 a.m.
on Friday, January 29, 2021, at the Commission's offices, 1701 North Congress Avenue, Austin, Texas. The parties must file corrections or exceptions to the Proposed Order by Monday, January 11,2021.
If there are no corrections or exceptions, no response is necessary.
ag Q*\CADM\Docket Management\Electric\MISCELLANEOUS\50xxx\50945 PO Memo 2.docx
~  Printed on recycled paper                                                                      An Equal Opportunity Employer 1701 N. Congress Avenue PO Box 13326 Austin, TX 78711 512/936-7000 Fax: 512/936-7003 web site: www.puc.texas.gov
 
DOCKET NO. 50945 APPLICATION OF COMMANCHE                          &sect;    PUBLIC UTILITY COMMISSION PEAK POWER COMPANY LLC FOR                        &sect; REVIEW OF NUCLEAR                                &sect;              OF TEXAS DECOMMISSIONING COST STUDY                        &sect; AND FUNDING ANALYSIS UNDER 16                    &sect; TAC &sect; 25.303(f)(2)
REVISED PROPOSED ORDER This Order addresses the application of Comanche Peak Power Company LLC for review of its nuclear decommissioning cost study and funding analysis under 16 Texas Administrative Code (TAC) &sect; 25.303(f)(2). The Commission approves (a) continuation of the annual funding amount of $20,077,165 for the cost of nuclear decommissioning related to Comanche Peak's ownership interest in Comanche Peak Nuclear Power Plant Units 1 and 2, through 2025; and (b) adjusting the allocation of the decommissioning funds to 72.3% for Unit 1 and 27.7% for Unit 2.
I. Findings of Fact The Commission makes the following findings of fact.
Applicant
: 1.      Comanche Peak is a Delaware limited liability company registered with the secretary of state under filing number 802412555.
: 2.      Comanche Peak is a power generation company registered with the Commission under power generation company number 20407.
: 3.      Through Comanche Peak Nuclear Power Plant, Comanche Peak generates electricity that is intended to be sold at wholesale.
Application
: 4.      On June 16, 2020, Comanche Peak filed an application for review of a study of the decommissioning costs of Comanche Peak Nuclear Power Plant, a financial escalation analysis of the decommissioning costs, and an updated funding analysis.
 
Docket No. 50945                            Revised Proposed Order                                Page 2 of 7
: 5. In the application, Comanche Peak requested no change to the current annual funding amounts for the cost of nuclear decommissioning related to Comanche Peak Nuclear Power Plant.
: 6. In the application, Comanche Peak requested an adjustment in the allocation of decommissioning funds between the Unit 1 and Unit 2.
: 7. In Order No. 2 filed on August 10, 2020, the administrative law judge (ALJ) found the application administratively complete.
: 8. On November 5,2020, the Commission considered a proposed order in this docket and determined the application and subsequent filings did not include evidence required by 16 Texas Administrative Code (TAC) &sect; 25.303(f)(4)(A), (B), and (D), and remanded this proceeding to Docket Management for further processing.
: 9. On November 30,2020, Comanche Peak supplemented its application with the direct testimony of Kristopher Moldovan.
: 10. On December 11,2020, Commission Staffprovided the direct testimony of Darryl Tietjen in support of the application.
Decommissioning Costs and Funding
: 11. Comanche Peak administers a nuclear decommissioning trust fund for Comanche Peak Nuclear Power Plant, for which Oncor Electric Delivery Company, LLC is the collecting utility.
: 12. Comanche Peak's current annual funding amount approved in Docket No. 448451 is
        $20,077,165.
: 13. Comanche Peak Nuclear Power Plant consists of two units, Unit 1 and Unit 2, and the annual amount collected to cover the cost of nuclear decommissioning is allocated between the two units.
        ' Application ofLuminant Generation Company LLC for Review of Nuclear Decommissioning Cost Study and Funding Analysis , Docket No . 44845 , Order at Ordering Paragraph No . 2 ( Nov . 6 , 2015 ).
 
Docket No. 50945                    Revised Proposed Order                            Page 3 of 7
: 14. The annual amount collected to cover the cost ofnuclear decommissioning has, since 2015, been allocated between Unit 1 and Unit 2 at an average rate of 57.1 % for Unit 1 and 42.9%
for Unit 2.
Comanche Peak Nuclear Power Plant Nuclear Decommissionin2 Trusts
: 15. As of December 31, 2019, the net after-tax value of the trusts for Units 1 and 2 totaled
      $1,316,460,673, consisting of $623,952,136 for Unit 1 and $692,508,537 for Unit 2.
: 16. The Decommissioning Cost Analysis for Comanche Peak Nuclear Power Plant prepared by TLG Services, Inc. dated May 2020 and the Financial Escalation Analysis for the Comanche Peak Nuclear Power Plant prepared by TLG in May 2020 estimate the total cost to decommission and completely dismantle Comanche Peak Nuclear Power Plant at $1.729 billion, in 2019 dollars, assuming a ten percent contingency.
: 17. Based on the results of the Decommissioning Study and Financial Escalation Analysis, Comanche Peak performed a Funding Analysis for Comanche Peak Nuclear Power Plant in June 2020.
: 18. The Funding Analysis shows a -2.7 percent difference between the required funding level of $19.4 million annually and the five-year average Comanche Peak Nuclear Power Plant decommissioning fund collections from 2015-2019 of $19.9 million annually.
: 19. No change to the current annual collection rate is warranted because (a) there is only a small difference between the required annual funding rate and the five-year average actual annual collection rate, and (b) there is inherent and considerable uncertainty as to the predictability of long-term costs and market conditions.
: 20. Based on the results of the Funding Analysis, the allocation between the Unit 1 and Unit 2 decommissioning funds should be adjusted from 57.1% for Unit 1 and 42.9% for Unit 2 to 72.3% for Unit 1 and 27.7% for Unit 2.
: 21. Comanche Peak's cost study and funding analysis was accompanied by, and have been supplemented by, testimony supporting its analysis and the requested annual funding amount.
 
Docket No. 50945                      Revised Proposed Order                          Page 4 of 7
: 22. Comanche      Peak    has  established  investment  policies to  ensure  that  nuclear decommissioning funds collected, plus the amounts earned from investment of the funds, will be available at the time of decommissioning.
: 23. Comanche Peak has demonstrated efforts to achieve optimum tax efficiency to maximize the net earnings on the nuclear decommissioning trust funds.
Notice
: 24. On June 15, 2020, Comanche Peak provided a copy of its nuclear decommissioning cost study and funding analysis to the Commission's Financial Review Division.
: 25. On August 12, 2020, Comanche Peak filed the affidavit of Gary L. Moor, Comanche Peak's Director of Legal Operations, attesting that, subsequent to filing its application, Comanche Peak provided copies of its nuclear decommissioning cost study and funding analysis to the Office of Public Utility Counsel and Oncor.
: 26. In Order No. 2 filed on August 10, 2020, the ALJ found the notice sufficient.
Evidence
: 27. On September 28,2020, Commission Staff and Comanche Peak filed a joint request to admit evidence.
: 28. In Order No. 3 filed on September 30,2020, the ALJ admitted the following evidence into the record of this proceeding: (a) Comanche Peak's application, including all attachments, filed on June 16, 2020; (b) Commission Staff s sufficiency recommendation filed on August 7,2020; (c) Comanche Peak's affidavit regarding proof of notice filed on August 12,2020; and (d) Commission Staffs final recommendation filed on September 21,2020.
: 29. On December 18,2020 Commission Staffand Comanche Peak filed ajoint request to admit additional evidence.
: 30. In Order No. 5 filed on December 31,2020, the ALJ admitted the following evidence into the record of this proceeding: (a) direct testimony of Kristopher Moldovan on behalf of Comanche Peak filed on November 30,2020; and (b) Commission Staffs recommendation on the supplemented application, including the testimony of Darryl Tietjen, filed on December 11,2020.
 
Docket No. 50945                          Revised Proposed Order                    Page 5 of 7 Informal Disposition
: 31. More than 15 days have passed since the completion of the notice provided in this docket.
: 32. No person filed a protest or motion to intervene.
: 33. Commission Staff and Comanche Peak are the only parties to this proceeding.
: 34. No party requested a hearing and no hearing is needed.
: 35. Commission Staff recommended approval o f the application.
: 36. This decision is not adverse to any party.
II. Conclusions of Law The Commission makes the following conclusions of law.
: 1. The Commission has authority over the application under PURA2&sect;&sect; 14.001 and 39.205.
: 2. Notice of this proceeding was provided in compliance with 16 TAC &sect; 22.55 and 25.303(0(2).
: 3. The Commission processed this application in accordance with PURA, the Administrative Procedure Act,3 and Commission rules.
: 4. The remaining costs associated with nuclear decommissioning obligations continue to be subject to cost of service regulation under PURA &sect; 39.205.
: 5. Under PURA &sect; 39.205, the Commission is authorized to adopt rules to ensure that decommissioning funds are prudently collected, managed, and spent for the intended purpose of such funds and that any surplus is returned to retail customers.
: 6. Comanche Peak filed its periodic study of the decommissioning costs for Comanche Peak Nuclear Power Plant and its updated decommissioning funding analysis in accordance with 16 TAC &sect; 25.303(f).
: 7. Comanche Peak's cost study and funding analysis was accompanied by, and supplemented by, testimony supporting its analysis and the requested annual funding amount under 16 TAC &sect;25.303(&#xa9;(4)(A).
2  Public Utility Regulatory Act, Tex. Util. Code &sect;&sect; 11.001-66.016.
3  Tex. Gov't Code &sect;&sect; 2001.001-.903.
 
Docket No. 50945                        Revised Proposed Order                          Page 6 of 7
: 8.      Comanche Peak demonstrated that the funds in its nuclear decommissioning trusts are being invested prudently and in compliance with the investment guidelines in 16 TAC
        &sect; 25.303(e) under 16 TAC &sect; 25.303(f)(4)(B).
: 9.      Comanche Peak demonstrated efforts to achieve optimum tax efficiency, including efforts to achieve "qualified" status in accordance with Internal Revenue Code &sect; 468A under 16 TAC &sect; 25.303(f)(4)(D)
: 10. The annual funding amounts proposed by Comanche Peak for its nuclear decommissioning trusts are necessary to ensure sufficient funds to decommission Comanche Peak Units 1 and 2 at the end of their useful life in accordance with 16 TAC &sect; 25.303(f)(2).
: 11. The requirements for informal disposition under 16 TAC &sect; 22.35 have been met in this proceeding.
III. Ordering Paragraphs In accordance with these findings of fact and conclusions of law, the Commission issues the following orders.
: 1.      The Commission approves continuation of the annual funding amount of $20,077,165 for the cost of nuclear decommissioning related to Comanche Peak's ownership interest in Comanche Peak Nuclear Power Plant Units 1 and 2, through 2025.
: 2.      The Commission approves adjusting the allocation ofthe decommissioning funds to 72.3%
for Unit 1 and 27.7% for Unit 2.
: 3.      The Commission denies all other motions and any other requests for general or specific relief that have not been expressly granted.
 
Docket No. 50945                                  Revised Proposed Order            Page 7 of 7 Signed at Austin, Texas the                        day of January 2020.
PUBLIC UTILITY COMMISSION OF TEXAS DEANN T. WALKER, CHAIRMAN ARTHUR C. D'ANDREA, COMMISSIONER SHELLY BOTKIN, COMMISSIONER W2013 q \cadm\docket management\electnc\miscellaneous\50xxx\50945 revised po docx
 
Control Number: 50945 Item Number: 20 Addendum StartPage: 0
 
DOCKET NO. 50945                    RECEIVED APPLICATION OF COMMANCHE                                  &sect; 20 DEC 3 /
PUBLIC UTILITY 86~4#SION PEAK POWER COMPANY LLC FOR REVIEW OF NUCLEAR
                                                          &sect;
                                                          &sect; PUBLIC UTIL ITY CO>IMICC'r* '
DECOMMISSIONING COST STUDY                                &sect; AND FUNDING ANALYSIS UNDER 16                            &sect; TAC &sect; 25.303(&#xa9;(2)
ORDER NO. 5 ADMITTING ADDITIONAL EVIDENCE This Order addresses the December 18, 2020, joint request to admit additional evidence filed by Commission Staffand Comanche Peak Power Company LLC. The following evidence is admitted into the record of this proceeding:
: 1.      Direct testimony of Kristopher Moldovan on behalf of Comanche Peak filed on November 30,2020; and
: 2.      Commission Staff s recommendation on the supplemented application, including the testimony of Darryl Tietjen, filed on December 11,2020.
Signed at Austin, Texas the 31st day of December 2020.
PUBLIC UTILITY COM>1ISS]ON OF TEX.AS iYUN*R BUIEKHXLTER CHIEF ADMINISTRATIVE LAW JUDGE Q.\CADM\Docket Management\Electnc\MISCELLANEOUS\50xxx\50945-5 add evidence docx
 
Control Number: 50945 Item Number: 21 Addendum StartPage: 0
 
DOCKET NO. 50945
                                                                                                                                  ~kx.SVX3 UP:5~
APPLICATION OF COMMANCHE                      &sect;      PUBLIC UTILITY COMMISISON                            IVED        \~
PEAK POWER COMPANY LLC FOR                    &sect;                                                      ~ RECE REVIEW OF NUCLEAR DECOMMISSIONING COST STUDY AND FUNDING ANALYSIS UNDER 16 TAC &sect; 25.303(f)(2)
                                              &sect;
                                              &sect;
                                              &sect; COMMISSION STAFF'S NOTICE OF NO CORRECTIONS OR EXCEPTIONS TO THE OF TEXAS
                                                                                                      %1 0
JAN 1 1 2021 t \ BY- )
                                                                                                                              ]
PROPOSED ORDER Staff has reviewed the proposed order filed on December 31,2020 and has not identified any corrections or exceptions. Therefore, Staff will not be filing corrections or exceptions to the proposed order.
Dated: January 11,2021 Respectfully submitted, PUBLIC UTILITY COMMISSION OF TEXAS LEGAL DIVISION Rachelle Nicolette Robles Division Director Eleanor D'Ambrosto Managing Attorney
                                              /s/ John Harrison John Harrison State Bar No. 24097806
                                            ] 701 N. Congress Avenue P.O. Box 13326 Austin, Texas 78711-3326 (5 I 2) 936-7277 (512) 936-7268 (facsimile)
John.Harrison@puc.texas.gov Docket No. 50945                                                                            Page 1
 
DOCKET NO. 50945 CERTIFICATE OF SERVICE I certify that, unless otherwise ordered by the presiding officer, notice of the filing of this document was provided to all parties of record via electronic mail on January 11, 2021, in accordance with the Order Suspending Rules, issued in ProJect No. 50664.
                                              /s/ John Harrison John Harrison Docket No. 50945                                                                              Page 2
 
Control Number: 50945 Item Number: 22 Addendum StartPage: 0
 
Public Utility Commission of Texas I.
Commissioner Memorandum 2021 JAN 28 A M 9: O i
                                                                              ' Lj ti .  .4 k&#xa2; TO:            Commissioner Arthur C. D'Andrea                                      Fll LN'G 6[
LKK Commissioner Shelly Botkin FROM:          Chairman DeAnn T. Walker      &19/
DATE:          January 28,2021 RE:            January 29, 2021 Open Meeting - Item No. 4 Docket No . 50945 - Applicalion of Comanche Peak Power Company LLC for Review of Nuclear Decommissioning Cost Study and Funding Analysis Under 16 TAC &sect; 25.303*(2)
I recommend that the Commission make the following changes to the revised proposed order in this proceeding.
A new heading and findings of fact should be added after finding of fact 30 and a new conclusion of law should be added after conclusion of law 10 to address the need for a good cause exception. Subsequent findings of fact and conclusions of law should be renumbered accordingly.
Good Cause Exception
: 31. It is Comanche Peak's practice is to make monthly deposits to the nuclear decommissioning trust funds. Comanche Peak does not use an imputed interest calculation in setting the decommissioning charge.
: 32. Every month at mid-month Comanche Peak deposits the amount of nuclear decommissioning charges that will be due from billings for the entire previous month to the nuclear decommissioning trust fund. At that mid-month point, about half of the previous month's bills are due from retail electric providers, so half of the contribution to the fund is paid in advance. The effect of Comanche Peak's process is that the nuclear decommissioning fund receives Comanche Peak's contribution the same day the collecting utility receives the revenues. without any delay or need to impute interest.
Conclusion of Law
: 11. Under 16 TAC &sect; 25.303(h),good cause exists to waive the requirement in 16 TAC 4 25.303(g)(2)(C) that if deposits to the nuclear decommissioning trust funds are less frequent that weekly, an implied interest calculation shall be used in setting the decommissioning charge.
Finally, I propose delegating to the Office of Policy and Docket Management staff the authority to modify the order to conform to the Citation and Style Guide for the Public Utility
 
Commission of Texas and to make other non - substantive changes to the order for such matters as capitalization, spelling, grammar, punctuation, style, correction of numbering, and readability.
I look forward to discussing this matter with you at the open meeting.
2
 
Control Number: 50945 Item Number: 23 Addendum StartPage: 0
 
DOCKET NO. 50945
                                                                                    ,-  W APPLICATION OF COMANCHE PEAK                  &sect;    PUBLIC UTIL 19418,ARIIAN&#xa3;* 7 POWER COMPANY LLC FOR                          &sect; REVIEW OF NUCLEAR                              &sect;                OF TEXWNiNG CLERK DECOMMISSIONING COST STUDY                    &sect; AND FUNDING ANALYSIS UNDER 16                  &sect; TAC &sect;25.3032)                                &sect; ORDER This Order addresses the application of Comanche Peak Power Company LLC for review of its nuclear decommissioning cost study and funding analysis under 16 Texas Administrative Code (TAC) &sect; 25.303(f)(2). The Commission approves continuation of the annual funding amount of $20,077,165 for the cost of nuclear decommissioning related to Comanche Peak's ownership interest in Comanche Peak Nuclear Power Plant Units 1 and 2, through 2025; and adjusting the allocation of the decommissioning funds to 72.3% for Unit 1 and 27.7% for Unit 2.
I. Findings of Fact The Commission makes the following findings of fact.
Applicant
: 1. Comanche Peak is a Delaware limited liability company registered with the secretary of state under filing number 802412555.
: 2. Comanche Peak is a power generation company registered with the Commission under power generation company number 20407.
: 3. Through Comanche Peak Nuclear Power Plant, Comanche Peak generates electricity that is intended to be sold at wholesale.
Application
: 4. On June 16, 2020, Comanche Peak filed an application for review of a study of the decommissioning costs of Comanche Peak Nuclear Power Plant, a financial escalation analysis ofthe decommissioning costs, and an updated funding analysis.
l tj
 
Docket No. 50945                                        Order                                      Page 2 of 7 In the application, Comanche Peak requested no change to the current annual funding amounts for the cost ofnuclear decommissioning related to Comanche Peak Nuclear Power Plant.
In the application, Comanche Peak requested an adjustment in the allocation of decommissioning funds between Unit 1 and Unit 2.
In Order No. 2 filed on August 10, 2020, the administrative law judge (ALJ) found the application administratively complete.
On November 5,2020, the Commission considered a proposed order in this docket and determined the application and subsequent filings did not include evidence required by 16 Texas Administrative Code (TAC) &sect; 25.303(f)(4)(A), (B), and (D), and remanded this proceeding to Docket Management for further processing.
On November 30,2020, Comanche Peak supplemented its application with the direct testimony of Kristopher Moldovan.
: 10.      On December 11,2020, Commission Staff provided the direct testimony of Darryl Tietjen in support of the application.
DecommissioninE Trusts Costs and FundinH
: 11.      Comanche Peak administers a nuclear decommissioning trust fund for Comanche Peak Nuclear Power Plant, for which Oncor Electric Delivery Company, LLC is the collecting utility.
: 12.      Comanche Peak's current annual funding amount approved in Docket No. 44845' is
        $20,077,165.
: 13.      Comanche Peak Nuclear Power Plant consists of two units, Unit 1 and Unit 2, and the annual amount collected to cover the cost of nuclear decommissioning is allocated between the two units.
        ' Application of Luminant Generation Company LLC for Review of'Nuclear Decommissioning Cost Study und Ftlndtng Analysis . Docket No . 44845 , Order at Ordering Paragraph No . 2 ( Nov . 6 , 2015 ).
 
Docket No. 50945                                Order                                    Page 3 of 7
: 14. The annual amount collected to cover the cost of nuclear decommissioning has, since 2015.
been allocated between Unit 1 and Unit 2 at an average rate of 57.1% for Unit 1 and 42.9%
for Unit 2.
: 15. As of December 31, 2019, the net after-tax value of the trusts for Units 1 and 2 totaled
      $1,316,460,673, consisting of $623,952,136 for Unit 1 and $692,508,537 for Unit 2.
: 16. The decommissioning cost analysis for the Comanche Peak Nuclear Power Plant prepared by TLG Services, Inc. dated May 2020 and the financial escalation analysis for the Comanche Peak Nuclear Power Plant prepared by TLG in May 2020 estimate the total cost to decommission and completely dismantle Comanche Peak Nuclear Power Plant will be
      $1.729 billion, in 2019 dollars, assuming a ten percent contingency.
: 17. Based on the results of the decommissioning study and financial escalation analysis.
Comanche Peak performed a funding analysis for Comanche Peak Nuclear Power Plant iii June 2020.
: 18. The funding analysis shows a -2.7 percent difference between the required funding level of $19.4 million annually and the five-year average Comanche Peak Nuclear Power Plant decommissioning fund collections from 2015 through 2019 of $19.9 million annually.
: 19. No change to the current annual collection rate is warranted because there is only a small difference between the required annual funding rate and the five-year average actual annual collection rate, and there is inherent and considerable uncertainty as to the predictability oj long-term costs and market conditions.
: 20. Based on the results of the funding analysis, the allocation between the Unit 1 and Unit 2 decommissioning funds should be adjusted from 57.1&deg;/o for Unit 1 and 42.9&deg;/o for Unit 2 to 72.3% for Unit 1 and 27.7% for Unit 2.
: 21. Comanche Peak's cost study and funding analysis was accompanied by. and have been supplemented by, testimony supporting its analysis and the requested annual funding amount.
: 22. Comanche      Peak    has  established  investment  policies  to  ensure  that  nuclear decommissioning funds collected, plus the amounts earned from investment of the funds.
will be available at the time o f decommissioning.
 
Docket No. 50945                              Order                                    Page 4 of 7
: 23. Comanche Peak has demonstrated efforts to achieve optimum tax efficiency to maximize the net earnings on the nuclear decommissioning trust funds.
Notice
: 24. On June 15, 2020, Comanche Peak provided a copy of its nuclear decommissioning cost study and funding analysis to the Commission's Financial Review Division.
: 25. On August 12, 2020, Comanche Peak filed the affidavit of Gary L. Moor, Comanche Peak's Director of Legal Operations, attesting that, subsequent to filing its application, Comanche Peak provided copies of its nuclear decommissioning cost study and funding analysis to the Office of Public Utility Counsel and Oncor.
: 26. In Order No. 2 filed on August 10, 2020, the ALJ found the notice sufficient.
Evidence
: 27. On September 28,2020, Commission Staff and Comanche Peak filed a joint request to admit evidence.
: 28. In Order No. 3 filed on September 30,2020, the ALJ admitted the following evidence into the record of this proceeding: Comanche Peak's application, including all attachments, filed on June 16, 2020; Commission Staffs sufficiency recommendation filed on August 7.2020; Comanche Peak's affidavit regarding proof of notice filed on August 12, 2020; and Commission Staffs final recommendation filed on September 21,2020.
: 29. On December 18, 2020, Commission Staff and Comanche Peak filed a joint request to admit additional evidence.
: 30.    [n Order No. 5 filed on December 31, 2020, the ALJ admitted the following evidence into the record of this proceeding: the direct testimony of Kristopher Moldovan on behalf of Comanche Peak filed on November 30,2020; and Commission Staffs recommendation on the supplemented application, including the testimony of Darryl Tietjen, filed on December 11,2020.
Good Cause Exception
: 31. It is Comanche Peak's practice to make monthly deposits to the nuclear decommissioning trust funds. Comanche Peak does not use an imputed interest calculation in setting the decommissioning charge.
 
Docket No. 50945                                    Order                                Page 5 of 7
: 32. Every month at mid-month Comanche Peak deposits the amount of nuclear decommissioning charges that will be due from billings for the entire previous month to the nuclear decommissioning trust fund.              At that mid-month point. about half of the previous month's bills are due from retail electric providers, so half of the contribution to the fund is paid in advance. The effect of Comanche Peak's process is that the nuclear decommissioning fund receives Comanche Peak's contribution the same day the collecting utility receives the revenues, without any delay or need to impute interest.
Informal Disposition
: 33. More than 15 days have passed since the completion of the notice provided in this docket.
: 34. No person filed a protest or motion to intervene.
: 35. Commission Staff and Comanche Peak are the only parties to this proceeding.
: 36. No party requested a hearing and no hearing is needed.
: 37. Commission Staff recommended approval of the application.
: 38. This decision is not adverse to any party.
II. Conclusions of Law The Commission makes the following conclusions of law.
: 1. The Commission has authority over the application under PURA2 &sect;&sect; 14.001 and 39.205.
: 2. Notice of this proceeding was provided in compliance with 16 TAC &sect;&sect; 22.55 and 25.303(f)(2).
: 3. The Commission processed this application in accordance with PURA. the Administrative Procedure Act,*3 and Commission rules.
: 4. The remaining costs associated with nuclear decommissioning obligations continue lo be subject to cost of service regulation under PURA &sect; 39.205.
2  Public Utility Regulatory Act, Tex. Util. Code &sect;&sect; 11.001-66.016.
3  Tex. Gov't Code &sect;&sect; 2001.001-.903.
 
Docket No. 50945                                  Order                                Page 6 of 7
: 5.      Under PURA &sect; 39.205, the Commission is authorized to adopt rules to ensure that decommissioning funds are prudently collected, managed, and spent for the intended purpose of such funds and that any surplus is returned to retail customers.
: 6.      Comanche Peak filed its periodic study of the decommissioning costs for Comanche Peak N uclear Power Plant and its updated decommissioning funding analysis in accordance with 16 TAC &sect; 25.303(t).
: 7.      Comanche Peak's cost study and funding analysis was accompanied by, and supplemented by, testimony supporting its analysis and the requested annual funding amount under 16 TAC &sect;25.303(f)(4)(A).
: 8.      Comanche Peak demonstrated that the funds in its nuclear decommissioning trusts are being invested prudently and in compliance with the investment guidelines in 16 TAC
        &sect; 25.303(e) under 16 TAC &sect; 25.303(f)(4)(B).
: 9.      Comanche Peak demonstrated efforts to achieve optimum tax efficiency, including efforts to achieve -qualified" status in accordance with Internal Revenue Code &sect; 468A under 16 TAC &sect; 25.303(f)(4)(D).
: 10.    'fhe annual funding amounts proposed by Comanche Peak for its nuclear decommissioning trusts are necessary to ensure sufficient funds to decommission Comanche Peak Units 1 and 2 at the end of their useful life in accordance with 16 TAC &sect; 25.303(f)(2).
: 11.      Under 16 TAC &sect; 25.303(h), good cause exists to waive the requirement in 16 TAC
        &sect; 25.303(g)(2)(C) that if deposits to the nuclear decommissioning trust funds are less frequent than weekly, an implied interest calculation shall be used in setting the decommissioning charge.
: 12.      1 he requirements for informal disposition under 16 TAC &sect; 22.35 have been met in this proceeding.
III. Ordering Paragraphs In accordance with these findings of fact and conclusions of law, the Commission issues the following orders.
 
Docket No. 50945                                Order                              Page 7 of 7
: 1.        The Commission approves continuation of the annual funding amount of $20,077.165 for the cost of nuclear decommissioning related to Comanche Peak's ownership interest in Comanche Peak Nuclear Power Plant Units 1 and 2, through 2025.
: 2.        The Commission approves adjusting the allocation ofthe decommissioning funds to 72.3%
for Unit 1 and 27.7% for Unit 2.
: 3.        The Commission denies all other motions and any other requests for general or specific relief that have not been expressly granted.
4.
Signed at Austin, Texas the            day of January 2021.
PUBLIC UTILITY COMMISSION OF TEXAS il--Ul 2<<f DEANN T. WALKER, CHAIRMAN ARTHUR C. D'ANDREA, COMMISSIONER
                                          \>>A<< 1 SHELLY BOTK~N, COMMISSIONER W2013 q \cadm\orders\final\50000\50945 fo docx
 
Control Number: 50945 Item Number: 24 Addendum StartPage: 0
 
OFFICE OF POLICY & DOCKET MANAGEMENT OUTGOING COMMISSION-SIGNED                          ORDER-n 9 1!'*"~ OO f,?li~J: l.'' /
1MAIL LOG &#xa3;0&#xa3;1 J<h, : f- j      ... l OPEN MEETING DATE: 01/29/21 DOCKET                                NO. OF                  DATE ORDER NO.          STAFF                PAGES                    SIGNED 50945          JUDY K                7                      01/29/21 TYPE OF ORDER: FINAL ORDER FILE STAMP DATE : 01 /29 /21          FILE STAMP TIME U-(>--                P. M.
NOTE: IF THE ORDER IS PLACED IN THE MAIL AFTER 2:00 PM, ENTER THE NEXT BUSINESS DAY AS THE DATE THE ORDER WAS MAILED FIRST CLASS MAIL ONLY -- NO FED EX, AIRBORNE, UPS CADM OUTGOING MAILBOX DATE:                            TIME        A.M.        P.M.
l: j-9' ~Sf
                                    -%IGNATiJRE b                      DATE}}

Revision as of 20:56, 8 September 2021

(CPNPP) - Decommissioning Report
ML21090A337
Person / Time
Site: Comanche Peak  Luminant icon.png
Issue date: 03/31/2021
From: Sewell S
Luminant, Vistra Operating Co. (VistraOpCo)
To:
Document Control Desk, Office of Nuclear Material Safety and Safeguards, Office of Nuclear Reactor Regulation
References
CP-202100155, TXX-21066
Download: ML21090A337 (378)
v • d • e


Text

Retrieved from "https://kanterella.com/w/index.php?title=CP-202100155,_(CPNPP)_-_Decommissioning_Report&oldid=3284204"