L-21-046, Submittal of the Decommissioning Funding Status Reports for Beaver Valley Power Station, Unit Nos. 1 and 2, Davis-Besse Nuclear Power Station, and Perry Nuclear Power Plant: Difference between revisions

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~ harbor                                                          Energy Harbor Nuclear Corp.
168 E. Market Street Akron, Ohio 44308 Darin M. Benyak                                                                330-436-1380 Senior Vice President, Fleet Nuclear Operations March 29, 2021 L-21-046                                                            10 CFR 50.75 ATTN: Document Control Desk U.S. Nuclear Regulatory Commission Washington, DC 20555-0001
 
==SUBJECT:==
 
Beaver Valley Power Station, Unit Nos. 1 and 2 Docket No. 50-334, License No. DPR-66 Docket No. 50-412, License No. NPF-73 Davis-Besse Nuclear Power Station Docket No. 50-346, License No. NPF-3 Perry Nuclear Power Plant Docket No. 50-440, License No. NPF-58 Submittal of the Decommissioning Funding Status Reports for Beaver Valley Power Station, Unit Nos. 1 and 2, Davis-Besse Nuclear Power Station, and Perry Nuclear Power Plant In accordance with 10 CFR 50. 75, "Reporting and record keeping for decommissioning planning," paragraph (f)(1 ), Energy Harbor Nuclear Generation Corp., on behalf of Energy Harbor Nuclear Generation LLC, is submitting the decommissioning funding status reports for Beaver Valley Power Station, Unit Nos. 1 (BVPS-1) and 2 (BVPS-2);
Davis-Besse Nuclear Power Station (DBNPS); and Perry Nuclear Power Plant (PNPP) for the year ending December 31, 2020. The reports are contained in Attachments 1 through 4, respectively.
In accordance with 10 CFR 50. 75(b), the estimated cost of decommissioning may be based on either the NRC minimum formula cost amount calculated in accordance with 10 CFR 50.75(c) or a site-specific decommissioning cost estimate (DCE) in accordance with 10 CFR 50.75(b)(4). The DBNPS decommissioning funding status report meets the minimum funding criteria based on the NRC minimum formula cost calculation. The BVPS-1, BVPS-2, and PNPP decommissioning funding status reports meet the minimum funding criteria based on the use of site-specific DCEs. These DCEs were
 
Beaver Valley Power Station, Unit Nos. 1 and 2 Davis-Besse Nuclear Power Station Perry Nuclear Power Plant L-21-046 Page 2 updated in 2020 and are based on a period of safe storage (SAFSTOR) that is described in the estimates. Annual cash flows based on the BVPS-1 and PNPP site-specific DCEs are included in the decommissioning funding analysis reports. The site-specific DCEs for the Energy Harbor Nuclear Generation LLC facilities are provided as Enclosures A, B, and C to this report.
The PNPP site-specific DCE is also being submitted in accordance with 10 CFR 50.75(f)(3), meeting the requirement to submit a preliminary DCE five years prior to the projected end of operations. The PNPP operating license currently has an expiration date of November 7, 2026. Until such time as Energy Harbor Nuclear Corp. submits a license renewal application to extend the date, the current license expiration date will be used as the projected end of operations.
Although a final determination on the decommissioning approach for each site has not been made and a different option ultimately may be chosen, Energy Harbor Nuclear Corp. recognizes that the chosen option must meet NRC requirements for decommissioning funding assurance.
There are no regulatory commitments contained in this letter. If there are any questions, or if additional information is required, please contact Mr. Phil H. Lashley, Manager- Fleet Licensing, at (330) 696-7208.
Sincerely, Benyak. Darin 48813
  ~'M~L Senior Vice President. Fleet Nuclear Operations I am approving this document Mar 29 2021 I :34 PM Docu~
Darin M. Benyak Attach men ts:
: 1. Energy Harbor Nuclear Generation LLC - Beaver Valley Power Station, Unit No. 1 Decommissioning Funding Status Report - December 31, 2020
: 2. Energy Harbor Nuclear Generation LLC - Beaver Valley Power Station, Unit No. 2 Decommissioning Funding Status Report - December 31, 2020
: 3. Energy Harbor Nuclear Generation LLC - Davis-Besse Nuclear Power Station Decommissioning Funding Status Report- December 31, 2020
: 4. Energy Harbor Nuclear Generation LLC - Perry Nuclear Power Plant Decommissioning Funding Status Report- December 31, 2020
 
Beaver Valley Power Station, Unit Nos. 1 and 2 Davis-Besse Nuclear Power Station Perry Nuclear Power Plant L-21-046 Page 3
 
==Enclosures:==
 
A. Decommissioning Cost Analysis for the Beaver Valley Power Station, February 2021 B. Decommissioning Cost Analysis for the Davis-Besse Nuclear Power Station, February 2021 C. Decommissioning Cost Analysis for the Perry Nuclear Power Plant, March 2021 cc:  NRC Region I Administrator NRC Region Ill Administrator NRC Project Manager - Energy Harbor Nuclear Corp. Fleet NRC Resident Inspector (Beaver Valley)
N RC Resident Inspector (Davis-Besse)
NRC Resident Inspector (Perry)
Director BRP/DEP Site BRP/DEP Representative Utility Radiological Safety Board L-21-046 Page 1 of 4 ENERGY HARBOR NUCLEAR GENERATION LLC BEAVER VALLEY POWER STATION UNIT NO. 1 Decommissioning Funding Status Report December 31 , 2020 The following notes and assumptions were used in developing the Decommissioning Funding Status Report:
: 1. Energy Harbor Nuclear Generation LLC has 100% ownership interest in BVPS-1.
: 2. Formal decommissioning has not started at BVPS-1. No disbursement of decommissioning trust funds occurred in 2020 except for ordinary administrative costs.
: 3. Schedule 1 provides the minimum decommissioning fund estimate, pursuant to 10 CFR 50.75(c).
: 4. The after-tax amount accumulated in the BVPS-1 external trust funds for radiological decommissioning as of December 31, 2020 is provided in Schedule 1.
: 5. There are no funds to be collected from the ratepayers.
: 6. There are no contracts upon which Energy Harbor Nuclear Generation LLC are relying pursuant to 10 CFR 50.75(e)(1)(v).
: 7. There has been no modification to the current method of providing decommissioning funding assurance since the last submitted report.
: 8. There have been no material changes to the applicable trust agreement(s) since the last submitted report.
: 9. Mathematical rounding was performed during the development of the supporting calculations.
: 10. The site-specific cost estimate is based on: Decommissioning Cost Analysis for the Beaver Valley Power Station, February 2021 performed in 2020 dollars.
11.A site-specific cost estimate for the radiological decommissioning of BVPS-1 utilizing SAFSTOR was performed using the guidance of the Regulatory Guide (RG) 1.159, Revision 2. The facility specific analysis demonstrated the adequacy of decommissioning funding since the results of the SAFSTOR analysis are greater than the estimate calculated pursuant to 10 CFR 50.75(c).
: 12. A 2% annual real rate of return is used through dismantlement.
: 13. BVPS-1 is assumed to shut down in 2036, with license termination by 2096.
: 14. Schedule 2 provides a BVPS-1 analysis that provides cash flows based on the site-specific decommissioning cost estimate that includes the use of SAFSTOR.
The analysis is associated with the costs for the radiological decommissioning of the facility. The cash flow analysis assumes the yearly expenses are incurred at the beginning of year.
L-21-046 Page 2 of 4 Schedule 1 ENERGY HARBOR NUCLEAR GENERATION LLC BEAVER VALLEY POWER STATION UNIT NO. 1 Calculation of Minimum Financial Assurance Amount 1 December 31 , 2020 For BVPS-1 (PWR) Unit:
BVPS-1 Nuclear Decommissioning Trust Balance (After Tax) as of December 31, 2020
= $308,210,548 Penns~lvania Region            Adjustment  Ratio  Escalation 4 Factor              Factor Labor (L); Northeast2                  3.11  0.65        2.022 Energy (E): National2                2.256    0.13        0.293 Waste Burial (8): Generic3          12.793    0.22        2.815 PWR Escalation Factor                                    5.130 Base Amount for a PWR between 1200 MWt and 3400 MWt = $75 + 0.0088P (millions)
Where, P = power in megawatts thermal (MWt) = 2900 MWt Base Amount= $75 + 0.0088(2900) millions = $100,520,000 Escalated Amount for Unit = Base Amount x Escalation Factor
                              = $100,520,000 X 5.130 = $515,667.600 1
Minimum financial assurance formula is based on 10 CFR 50. 75(c).
2 Labor and Energy factors were obtained from U.S. Department of Labor, Bureau of Labor Statistics (4Q 2020 for Labor and December 2020 for Energy) as reported in McDermott Will & Emery, "Annual NRC Certification Update," February 22, 2021.
3 Waste burial factors were obtained from NRC report NUREG-1307, Rev. 18, "Report on Waste Burial Charges."
4 Mathematical rounding was used in this calculation.
L-21-046 Page 3 of 4 Schedule 2 ENERGY HARBOR NUCLEAR GENERATION LLC BEAVER VALLEY POWER STATION UNIT NO.1 Calculation of a Site-Specific Cash Flow Analysis in 2020 Dollars December 31 , 2020 Beginning                                                    Ending Year            Balance        Deposits      Earnings    Withdrawal        Balance 2020                -              -              -              -        308,210,548 2021            308,210,548        -            6,164,211        -        314,374,759 2022            314,374,759        -            6,287,495        -        320,662,254 2023            320,662,254        -            6,413,245        -        327,075,500 2024            327,075,500        -            6,541,510        -        333,617,010 2025            333,617,010        -            6,672,340        -        340,289,350 2026            340,289,350        -            6,805,787        -        347,095,137 2027            347,095,137        -            6,941,903        -        354,037,039 2028            354,037,039        -            7,080,741        -        361,117,780 2029            361,117,780        -            7,222,356        -        368,340, 136 2030            368,340,136        -            7,366,803        -        375,706,939 2031            375,706,939        -            7,514,139        -        383,221,077 2032            383,221,077        -            7,664,422        -        390,885,499 2033            390,885,499        -            7,817,710        -        398,703,209 2034            398,703,209        -            7,974,064        -        406,677,273 2035            406,677,273        -            8,133,545        -        414,810,819 2036            414,810,819        -            7,335,494  (48,036,105)    374,110,208 2037            374,110,208        -            6,410,786  (53,570,925)    326,950,069 2038            326,950,069        -            6,404,873    (6,706,415)  326,648,527 2039            326,648,527        -            6,398,842    (6,706,415)  326,340,955 2040            326,340,955        -            6,392,323    (6,724,788)  326,008,490 2041            326,008,490        -            6,436,027    (4,207,138)  328,237,378 2042            328,237,378        -            6,484,598    (4,007,492)  330,714,484 2043            330,714,484        -            6,534,140    (4,007,492)  333,241,131 2044            333,241,131        -            6,584,453    (4,018,472)  335,807,113 2045            335,807, 113      -            6,635,992    (4,007,492)  338,435,613 2046            338,435,613        -            6,688,562    (4,007,492}  341,116,683 2047            341,116,683        -            6,742,184    (4,007,492)  343,851,375 2048            343,851,375        -            6,796,658    (4,018,472)  346,629,562 2049            346,629,562        -            6,852,441    (4,007,492)  349,474,511 2050            349,474,511        -            6,909,340    (4,007,492)  352,376,359 2051            352,376,359        -            6,967,377    (4,007,492)  355,336,244 2052            355,336,244        -            7,026,355    (4,018,472)  358,344, 128 2053            358,344,128        -            7,086,733    (4,007,492}  361,423,369 2054            361,423,369        -            7,148,318    (4,007,492}  364,564, 194 2055            364,564,194        -            7,211,134    (4,007,492)  367,767,836 L-21-046 Page 4 of 4 Beginning                                          Ending Year          Balance    Deposits Earnings    Withdrawal      Balance 2056          367,767,836    -      7,274,987    (4,018,472)  371,024,351 2057          371,024,351    -      7,340,337    (4,007,492)  374,357,196 2058          374,357,196    -      7,406,994    (4,007,492)  377,756,698 2059          377,756,698    -      7,474,984    (4,007,492)  381,224,190 2060          381,224,190    -      7,544,114    (4,018,472)  384,749,833 2061          384,749,833    -      7,614,847    (4,007,492,  388,357,188 2062          388,357,188    -      7,686,994    (4,007,492,  392,036,690 2063          392,036,690    -      7,760,584    (4,007,492,  395,789,781 2064          395,789,781    -      7,835,426    (4,018,472,  399,606,736 2065          399,606,736    -      7,911,985    (4,007,492,  403,511,229 2066          403,511,229    -      7,990,075    (4,007,492)  407,493,811 2067          407,493,811    -      8,069,726    (4,007,492)  411,556,045 2068          411,556,045    -      8,150,751    (4,018,472)  415,688,325 2069          415,688,325    -      8,233,617    (4,007,492)  419,914,450 2070          419,914,450    -      8,318,139    (4,007,492)  424,225,097 2071          424,225,097    -      8,404,352    (4,007,492)  428,621,957 2072          428,621,957    -      8,492,070    (4,018,472)  433,095,555 2073          433,095,555    -      8,581,761    (4,007,492)  437,669,824 2074          437,669,824    -      8,673,247    (4,007,492)  442,335,578 2075          442,335,578    -      8,766,562    (4,007,492)  447,094,648 2076          447,094,648    -      8,861,524    (4,018,472)  451,937,700 2077          451,937,700    -      8,958,604    (4,007,492)  456,888,812 2078          456,888,812    -      9,057,626    (4,007,492)  461,938,946 2079          461,938,946    -      9,158,629    (4,007,492)  467,090,083 2080          467,090,083    -      9,261,432    (4,018,472)  472,333,044 2081          472,333,044    -      9,366,511    (4,007,492}  477,692,062 2082          477,692,062    -      9,496,827    (2,850,693)  484,338, 197 2083          484,338,197    -      9,629,750    (2,850,693)  491,117,254 2084          491,117,254    -      9,765,175    (2,858,503)  498,023,926 2085          498,023,926    -      9,903,465    (2,850,693)  505,076,697 2086          505,076,697    -      10,044,520    (2,850,693)  512,270,524 2087          512,270,524    -      10,188,397    (2,850,693)  519,608,228 2088          519,608,228    -      10,186,149  (10,300,798)  519,493,579 2089          519,493,579    -      9,359,368  (51,525,185)  477,327,762 2090          477,327,762    -      7,088,220  (122,916,755)  361,499,227 2091          361,499,227    -      4,664,400  (128,279,239)  237,884,387 2092          237,884,387    -      3,220,883  (76,840,212)  164,265,058 2093          164,265,058    -      2,262,986  (51,115,734)  115,412,311 2094          115,412,311    -      2,242,224    (3,301,099)  114,353,436 2095          114,353,436    -      1,770,888  (25,809,017)  90,315,307 2096          90,315,307    -      1,748,192    (2,905,731)  89,157,767 2097          89,157,767    -      1,780,752      (120,168)  90,818,351 2098          90,818,351    -      1,816,334        (1,646)  92,633,039 (776,588,821)
L-21-046 Page 1 of 2 ENERGY HARBOR NUCLEAR GENERATION LLC BEAVER VALLEY POWER STATION UNIT NO. 2 Decommissioning Funding Status Report December 31 , 2020 The following notes and assumptions were used in developing the Decommissioning Funding Status Report:
: 1. Energy Harbor Nuclear Generation LLC has 100% ownership interest in BVPS-2.
: 2. Formal decommissioning has not started at BVPS-2. No disbursement of decommissioning trust funds occurred in 2020 except for ordinary administrative costs.
: 3. Schedule 1 provides the minimum decommissioning fund estimate, pursuant to 10 CFR 50.75(c).
: 4. The after-tax amount accumulated in the BVPS-2 external trust funds for radiological decommissioning as of December 31, 2020 is provided in Schedule 1.
: 5. There are no funds to be collected from the ratepayers.
: 6. There are no contracts upon which Energy Harbor Nuclear Generation LLC are relying pursuant to 10 CFR 50. 75(e)(1 )(v).
: 7. There has been no modification to the current method of providing decommissioning funding assurance since the last submitted report.
: 8. There have been no material changes to the applicable trust agreement(s) since the last submitted report.
: 9. Mathematical rounding was performed during the development of the supporting calculations.
: 10. The site-specific cost estimate is based on: Decommissioning Cost Analysis for the Beaver Valley Power Station, February 2021 performed in 2020 dollars.
: 11. A 2% annual real rate of return is used through dismantlement.
: 12. BVPS-2 is assumed to shut down in 2047, with license termination by 2096.
L-21-046 Page 2 of 2 Schedule 1 ENERGY HARBOR NUCLEAR GENERATION LLC BEAVER VALLEY POWER STATION UNIT NO. 2 Calculation of Minimum Financial Assurance Amount 1 December 31 , 2020 For BVPS-2 (PWR) Unit:
BVPS-2 Nuclear Decommissioning Trust Balance (After Tax) as of December 31, 2020
= $423,447,839 Penns~lvania Region            Adjustment  Ratio  Escalation 4 Factor              Factor Labor (L); Northeast2                  3.11  0.65        2.022 Energy (E): National 2              2.256    0.13        0.293 Waste Burial (B): Generic 3        12.793    0.22        2.815 PWR Escalation Factor                                    5.130 Base Amount for a PWR between 1200 MWt and 3400 MWt = $75 + 0.0088P (millions)
Where, P = power in megawatts thermal (MWt) = 2900 MWt Base Amount= $75 + 0.0088(2900) millions = $100,520,000 Escalated Amount for Unit = Base Amount x Escalation Factor
                              = $100,520,000 X 5.130 = $515,667.600 1Minimum  financial assurance formula is based on 10 CFR 50.75(c).
2 Labor and Energy factors were obtained from U.S. Department of Labor, Bureau of Labor Statistics (4Q 2020 for Labor and December 2020 for Energy) as reported in McDermott Will & Emery, "Annual NRC Certification Update," February 22, 2021.
3Waste burial factors were obtained from NRC report NUREG-1307, Rev. 18, "Report on Waste Burial Charges."
4 Mathematical rounding was used in this calculation.
L-21-046 Page 1 of 2 ENERGY HARBOR NUCLEAR GENERATION LLC DAVIS-BESSE NUCLEAR POWER STATION Decommissioning Funding Status Report December 31 , 2020 The following notes and assumptions were used in developing the Decommissioning Funding Status Report:
: 1. Energy Harbor Nuclear Generation LLC has 100% ownership interest in DBNPS.
: 2. Formal decommissioning has not started at DBNPS. No disbursement of decommissioning trust funds occurred in 2020 except for ordinary administrative costs.
: 3. Schedule 1 provides the minimum decommissioning fund estimate, pursuant to 10 CFR 50.75(c).
: 4. The after-tax amount accumulated in the DBNPS external trust funds for radiological decommissioning as of December 31, 2020 is provided in Schedule 1.
: 5. There are no funds to be collected from the ratepayers.
: 6. There are no contracts upon which Energy Harbor Nuclear Generation LLC are relying pursuant to 10 CFR 50.75(e)(1)(v).
: 7. There has been no modification to the current method of providing decommissioning funding assurance since the last submitted report.
: 8. There have been no material changes to the applicable trust agreement(s) since the last submitted report.
: 9. Mathematical rounding was performed during the development of the supporting calculations.
: 10. The site-specific cost estimate is based on: Decommissioning Cost Analysis for the Davis-Besse Nuclear Power Station, February 2021 performed in 2020 dollars.
: 11. A 2% annual real rate of return is used through dismantlement.
: 12. DBNPS is assumed to shut down in 2037, with license termination by 2097.
L-21-046 Page 2 of 2 Schedule 1 ENERGY HARBOR NUCLEAR GENERATION LLC DAVIS-BESSE NUCLEAR POWER STATION Calculation of Minimum Financial Assurance Amount 1 December 31, 2020 For DBNPS (PWR) Unit:
DBNPS Nuclear Decommissioning Trust Balance (After Tax) as of December 31, 2020
= $612,565,329 Ohio Region                    Adjustment  Ratio  Escalation 4 Factor              Factor Labor (L); Midwest2                  2.89  0.65        1.879 Energy (E): National 2              2.256  0.13        0.293 Waste Burial (8): Generic3          12.793  0.22        2.815 PWR Escalation Factor                                    4.987 Base Amount for a PWR between 1200 MWt and 3400 MWt = $75 + 0.0088P (millions)
Where, P = power in megawatts thermal (MWt) = 2817 MWt Base Amount= $75 + 0.0088(2817) millions = $99,789,600 Escalated Amount for Unit = Base Amount x Escalation Factor
                            = $99,789,600 X 4.987 = $497,650,735 1
Minimum financial assurance formula is based on 10 CFR 50.75(c).
2 Labor and Energy factors were obtained from U.S. Department of Labor, Bureau of Labor Statistics (4Q 2020 for Labor and December 2020 for Energy) as reported in McDermott Will & Emery, "Annual NRC Certification Update," February 22, 2021.
3 Waste burial factors were obtained from NRC report NUREG-1307, Rev. 18, "Report on Waste Burial Charges."
4 Mathematical rounding was used in this calculation.
L-21-046 Page 1 of 4 ENERGY HARBOR NUCLEAR GENERATION LLC PERRY NUCLEAR POWER PLANT Decommissioning Funding Status Report December 31, 2020 The following notes and assumptions were used in developing the Decommissioning Funding Status Report:
: 1. Energy Harbor Nuclear Generation LLC has 100% ownership interest in PNPP.
: 2. Formal decommissioning has not started at PNPP. No disbursement of decommissioning trust funds occurred in 2020 except for ordinary administrative costs.
: 3. Schedule 1 provides the minimum decommissioning fund estimate, pursuant to 10 CFR 50.75(c).
: 4. The after-tax amount accumulated in the PNPP external trust funds for radiological decommissioning as of December 31, 2020 is provided in Schedule 1.
: 5. There are no funds to be collected from the ratepayers.
: 6. There are no contracts upon which Energy Harbor Nuclear Generation LLC. are relying pursuant to 10 CFR 50. 75(e)(1 )(v).
: 7. There has been no modification to the current method of providing decommissioning funding assurance since the last submitted report.
: 8. There have been no material changes to the applicable trust agreement(s) since the last submitted report.
: 9. Mathematical rounding was performed during the development of the supporting calculations.
: 10. The site-specific cost estimate is based on: Decommissioning Cost Analysis for the Perry Nuclear Power Plant, March 2021 performed in 2020 dollars.
: 11. A site-specific cost estimate for the radiological decommissioning of PNPP utilizing SAFSTOR was performed using the guidance of the Regulatory Guide (RG) 1.159, Revision 2. The facility specific analysis demonstrated the adequacy of decommissioning funding since the results of the SAFSTOR analysis are greater than the estimate calculated pursuant to 10 CFR 50.75(c).
: 12. A 2% annual real rate of return is used through dismantlement.
: 13. PNPP is assumed to shut down in 2026, with license termination by 2086.
: 14. Schedule 2 provides a PNPP analysis that provides cash flows based on the site-specific decommissioning cost estimate that includes the use of SAFSTOR.
The analysis is associated with the costs for the radiological decommissioning of the facility. The cash flow analysis assumes the yearly expenses are incurred at the beginning of year.
L-21-046 Page 2 of 4 Schedule 1 ENERGY HARBOR NUCLEAR GENERATION LLC PERRY NUCLEAR POWER PLANT Calculation of Minimum Financial Assurance Amount 1 December 31 , 2020 For PNPP {BWR) Unit:
PNPP Nuclear Decommissioning Trust Balance (After Tax) as of December 31, 2020
= $566,802,560 Ohio Region                    Adjustment  Ratio  Escalation 4 Factor              Factor Labor (L); Midwest2                    2.89  0.65        1.879 Energy (E): National2                2.277    0.13        0.296 Waste Burial (B): Generic3          12.837    0.22        2.824 BWR Escalation Factor                                    4.999 Base Amount for a BWR greater than 3400 MWt = $135,000,000 Where, P = power in megawatts thermal (MWt) = 3758 MWt Escalated Amount for Unit= Base Amount x Escalation Factor
                              = $135,000,000 X 4.999 = $674,865,000 1Minimum  financial assurance formula is based on 10 CFR 50.75(c).
2 Labor and Energy factors were obtained from U.S. Department of Labor, Bureau of Labor Statistics (4Q 2020 for Labor and December 2020 for Energy) as reported in McDermott Will & Emery, "Annual NRC Certification Update," February 22, 2021.
3Waste burial factors were obtained from NRC report NUREG-1307, Rev. 18, "Report on Waste Burial Charges."
4 Mathematical rounding was used in this calculation.
L-21-046 Page 3 of 4 Schedule 2 ENERGY HARBOR NUCLEAR GENERATION LLC PERRY NUCLEAR POWER PLANT Calculation of a Site-Specific Cash Flow Analysis in 2020 Dollars December 31 , 2020 Beginning                                                      Ending Year            Balance        Deposits      Earnings    Withdrawal        Balance 2020                -              -              -              -          566,802,560 2021            566,802,560        -          11,336,051        -          578,138,611 2022            578,138,611        -          11,562,772        -          589,701,383 2023            589,701,383        -          11,794,028        -          601,495,411 2024            601,495,411        -          12,029,908        -          613,525,319 2025            613,525,319        -          12,270,506        -          625,795,826 2026            625,795,826        -          11,286,078  (61,491,916)    575,589,988 2027            575,589,988        -            9,732,889  (88,945,562)    496,377,314 2028            496,377,314        -            9,499,591  (21,397,759)    484,479,146 2029            484,479,146        -            9,262,797  (21,339,296)    472,402,647 2030            472,402,647        -            9,107,224  (17,041,444)    464,468,427 2031            464,468,427        -            9,158,567      6,540,090)    467,086,904 2032            467,086,904        -            9,210,578    (6,558,008      469,739,474 2033            469,739,474        -            9,263,988    (6,540,090)    472,463,372 2034            472,463,372        -            9,318,466    (6,540,090    475,241,747 2035            475,241,747        -            9,374,033    (6,540,090)    478,075,691 2036            478,075,691        -            9,430,354    (6,558,008)    480,948,036 2037            480,948,036        -            9,488,159    (6,540,090)    483,896,105 2038            483,896,105        -            9,547,120    (6,540,090)    486,903, 136 2039            486,903, 136        -            9,607,261    (6,540,090)    489,970,306 2040            489,970,306        -            9,668,246    (6,558,008)    493,080,544 2041            493,080,544        -            9,730,809    t6,540,090)    496,271,263 2042            496,271,263        -            9,794,623    (6,540,0901    499,525,797 2043            499,525,797        -            9,859,714    t6,540,0901    502,845,421 2044            502,845,421        -            9,925,748    16,558,0081    506,213,161 2045            506,213,161        -            9,993,461    (6,540,090)    509,666,533 2046            509,666,533        -          10,062,529    (6,540,090)    513,188,972 2047            513,188,972        -          10,132,978    (6,540,090)    516,781,859 2048            516,781,859        -          10,204,477    16,558,008)    520,428,328 2049            520,428,328        -          10,277,765    (6,540,090    524,166,003 2050            524,166,003        -          10,352,518    16,540,090)    527,978,431 2051            527,978,431        -          10,428,767    (6,540,090)    531,867,108 2052            531,867,108        -          10,506,182    (6,558,008)    535,815,282 2053            535,815,282        -          10,585,504      6,540,090)    539,860,696 2054            539,860,696        -          10,666,412    (6,540,090)    543,987,018 2055            543,987,018        -          10,748,939    (6,540,090)    548,195,867 L-21-046 Page 4 of 4 Beginning                                            Ending Year          Balance      Deposits Earnings    Withdrawal        Balance 2056          548,195,867    -      10,832,757    (6,558,008)  552,470,616 2057          552,470,616    -      10,918,611    (6,540,090)  556,849, 136 2058          556,849, 136    -      11,006,181    (6,540,090)  561,315,227 2059          561,315,227    -      11,095,503    16,540,090)  565,870,640 2060          565,870,640    -      11,186,253    , 6,558,0081  570,498,885 2061          570,498,885    -      11,279,176    16,540,090,  575,237,971 2062          575,237,971    -      11,373,958    , 6,540,090,  580,071,838 2063          580,071,838    -      11,470,635    (6,540,090)  585,002,383 2064          585,002,383    -      11,568,888    (6,558,008)  590,013,263 2065          590,013,263    -      11,669,463    (6,540,090)  595,142,636 2066          595,142,636    -      11,772,051      6,540,090)  600,374,597 2067          600,374,597    -      11,896,059    I 5,571,6591  606,698,997 2068          606,698,997    -      12,022,241    I 5,586,9241  613,134,314 2069          613,134,314    -      12,151,253    I 5,571,6591  619,713,908 2070          619,713,908    -      12,282,845    (5,571,659)  626,425,094 2071          626,425,094    -      12,417,069    (5,571,659)  633,270,504 2072          633,270,504    -      12,553,672    (5,586,924)  640,237,252 2073          640,237,252    -      12,693,312    (5,571,659)  647,358,905 2074          647,358,905    -      12,835,745    (5,571,659)  654,622,990 2075          654,622,990    -      12,981,027    (5,571,659)  662,032,358 2076          662,032,358    -      13,128,909    (5,586,924)  669,574,343 2077          669,574,343    -      13,280,054    (5,571,659)  677,282,737 2078          677,282,737    -      13,434,222    (5,571,659)  685,145,300 2079          685,145,300    -      13,591,473    (5,571,659)  693,165,114 2080          693,165,114    -      13,218,595    (32,235,356)  674,148,353 2081          674,148,353    -      12,151,793    (66,558,699)  619,741,447 2082          619,741,447    -      7,683,774  (235,552,731)  391,872,490 2083          391,872,490    -      4,925,296  (145,607,690)  251,190,096 2084          251,190,096    -      2,430,577  (129,661,236)  123,959,438 2085          123,959,438    -        741,117    (86,903,588)    37,796,967 2086          37,796,967    -        537,975    (10,898,214)    27,436,728 2087          27,436,728    -        546,529        (110,268)  27,872,989 2088          27,872,989    -        557,001          (22,960)  28,407,029 (1,225,848,583)
 
Enclosure A L-21-046 Decommissioning Cost Analysis for the Beaver Valley Power Station, February 2021 (161 pages follow)
 
Document E22-1783-001, Rev. 1 DECOMMISSIONING COST ANALYSIS for the BEAVER VALLEY POWER STATION prepared for Energy Harbor Nuclear Generation LLC prepared by TLG Services, LLC Bridgewater, Connecticut February 2021
 
Beaver Valley Power Station                      Document E22-1783-001, Rev. 1 Decommissioning Cost Analysis                                    Page ii of xx APPROVALS Project Manager                  Francis W. Seymore            2/26/2021 Francis W. Seymore            Date Project Engineer                Mark S Houghton              2/26/2021 Mark S. Houghton              Date Technical Manager                                              2/26/2021 Lori A. Glander              Date TLG Services, LLC
 
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==SUMMARY==
.................................................................................... vii-xx
: 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 High-Level Radioactive Waste Management ...................................... 1-5 1.3.2 Low-Level Radioactive Waste Disposal ............................................... 1-9 1.3.3 Radiological Criteria for License Termination ................................. 1-10
: 2. DECOMMISSIONING 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 ....................................................................... 2-10 2.2.2 Period 2 - Dormancy ............................................................................ 2-11 2.2.3 Periods 3 and 4 - Delayed Decommissioning .................................... 2-12 2.2.4 Period 5 - Site Restoration .................................................................. 2-13
: 3. COST ESTIMATES .................................................................................................. 3-1 3.1 Basis of Estimates ............................................................................................ 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 ........................................................................................... 3-4 3.4.2 Financial Risk ........................................................................................ 3-7 3.5 Site-Specific Considerations ............................................................................ 3-8 3.5.1 Spent Fuel Management ...................................................................... 3-8 3.5.2 Reactor Vessel and Internal Components ......................................... 3-12 3.5.3 Primary System Components............................................................. 3-13 3.5.4 Main Turbine and Condenser ............................................................ 3-14 3.5.5 Retired Components............................................................................ 3-14 3.5.6 Transportation Methods ..................................................................... 3-14 TLG Services, LLC
 
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SECTION                                                                                                                PAGE 3.5.7 Low-Level Radioactive Waste Disposal ............................................. 3-15 3.5.8 Site Conditions Following Decommissioning .................................... 3-16 3.6 Assumptions .................................................................................................... 3-17 3.6.1 Estimating Basis ................................................................................. 3-17 3.6.2 Labor Costs .......................................................................................... 3-18 3.6.3 Design Conditions ............................................................................... 3-19 3.6.4 General ................................................................................................. 3-20 3.7 Cost Estimate Summary ............................................................................... 3-23
: 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 Integrated DECON Decommissioning Cost Elements ...................................... xix SAFSTOR Decommissioning Cost Elements ...................................................... xx 3.1  Integrated DECON Alternative, Total Annual Expenditures, Unit 1 ........... 3-24 3.2  Integrated DECON Alternative, Total Annual Expenditures, Unit 2 ........... 3-26 3.3  SAFSTOR Alternative, Total Annual Expenditures, Unit 1 .......................... 3-28 3.4  SAFSTOR Alternative, Total Annual Expenditures, Unit 2 .......................... 3-31 5.1  Integrated DECON Alternative Waste Summary ............................................ 5-5 5.2  SAFSTOR Alternative Waste Summary ........................................................... 5-6 6.1  Integrated DECON Decommissioning Cost Elements ...................................... 6-4 6.2  SAFSTOR Alternative Decommissioning Cost Elements ................................. 6-5 TLG Services, LLC
 
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SECTION                                                                                                          PAGE FIGURES 3.1  Manpower Levels - Integrated DECON Alternative........................................ 3-33 3.2  Manpower Levels - SAFSTOR Alternative ...................................................... 3-34 4.1  Activity Schedule - Integrated DECON.............................................................. 4-3 4.2  Decommissioning Timeline, Integrated DECON .............................................. 4-6 4.3  Decommissioning Timeline, SAFSTOR ............................................................. 4-7 5.1  Radioactive Waste Disposition ........................................................................... 5-3 5.2  Decommissioning Waste Destinations ............................................................... 5-4 APPENDICES A. Unit Cost Factor Development............................................................................. A-1 B. Unit Cost Factor Listing ...................................................................................... B-1 C. Detailed Cost Analysis, Integrated DECON....................................................... C-1 D. Detailed Cost Analysis, SAFSTOR ...................................................................... D-1 E. Detailed Cost Analysis, ISFSI .............................................................................. E-1 TLG Services, LLC
 
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==SUMMARY==
 
This report presents estimates of the cost to decommission the Beaver Valley Power Station (Beaver Valley) for the selected decommissioning scenarios following the scheduled cessation of plant operations. Beaver Valley is owned by Energy Harbor Nuclear Generation LLC, and is operated by Energy Harbor Nuclear Corporation (EHNC). The analysis relies upon site-specific, technical information from an evaluation prepared in 2014,[1] updated to reflect current assumptions pertaining to the disposition of the nuclear units and relevant industry experience in undertaking such projects. The current estimates are designed to provide EHNC with the information to assess its current decommissioning liability, as it relates to Beaver Valley.
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 an estimate prepared in advance of the detailed engineering required to carry out the decommissioning of the nuclear units. It may also not reflect the actual plan to decommission Beaver Valley; the plan may differ from the assumptions made in this analysis based on facts that exist at the time of decommissioning.
The primary goal of decommissioning is the removal and disposal of the contaminated systems and structures so that the operating licenses can be terminated. This analysis recognizes that spent fuel will be stored at the site in the wet storage pools and/or in an independent spent fuel storage installation (ISFSI) until such time that it can be transferred to an appropriate disposal facility. Consequently, the estimates include those costs necessary to manage and subsequently decommission these interim storage facilities.
The costs to decommission Beaver Valley for the scenarios evaluated are tabulated at the end of this section. Costs are reported in 2020 dollars and include monies anticipated to be spent for radiological remediation and operating license termination, spent fuel management, and site restoration activities.
A 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 a timeline for each scenario. Detailed cost 1  Decommissioning Cost Analysis for the Beaver Valley Power Station, Document F07-1696-001, Rev. 0, TLG Services, Inc., December 2014 [Open]
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The cost estimates assume that the shutdown dates of the nuclear units are scheduled and pre-planned (i.e., there is no delay in transitioning the plant and workforce from operations or in obtaining regulatory relief from operating requirements, etc.). The estimates include the continued operation of the spent fuel buildings as interim wet fuel storage facilities for approximately five years after each unit ceases operations (The fuel will be removed from the pools within four and one-half years after shutdown). 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 spent fuel is transferred to an appropriate disposal facility.[2]
The cost elements in the estimates for the decommissioning alternatives are assigned to one of three subcategories: U.S. Nuclear Regulatory Commission (NRC) License Termination (radiological remediation), 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 §50.75). The cost reported for this subcategory is generally sufficient to terminate the units operating license, recognizing that there may be some additional cost impact from spent fuel management.
The Spent Fuel Management subcategory contains costs associated with the containerization and transfer of spent fuel from the wet storage pools to an appropriate transport cask or to the ISFSI for interim storage, as well as the transfer of the spent fuel in storage at the ISFSI to a disposal facility. Costs are included for the operation of the storage pools and the management of the ISFSI until such time that the transfer is complete (spent fuel pools will operate until four and one-half years after shutdown of each unit, and the ISFSI until all fuel is transferred to a disposal facility by 2082). 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.
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 2  Projected expenditures for spent fuel management identified in the cost analyses do not consider credit for DOEs payment of damages to Energy Harbor for DOEs failure to perform under the terms of the disposal contract between DOE and Energy Harbor. Collection of spent fuel damages from the DOE is expected to provide the majority of funds needed for spent fuel management following shutdown.
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It should be noted that the costs assigned to these subcategories are allocations.
Delegation of cost elements is for the purpose of comparison (i.e., 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.
Alternatives and Regulations The Nuclear Regulatory Commission (NRC) provided general decommissioning requirements in a rule adopted on June 27, 1988. [3] In this rule, the NRC set forth technical and financial criteria for decommissioning licensed nuclear 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."[4]
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."[5]
Decommissioning is required to be completed within 60 years, although longer time periods will be considered when necessary to protect public health and safety.
3  U.S. Code of Federal Regulations, Title 10, Parts 30, 40, 50, 51, 70 and 72 "General Requirements for Decommissioning Nuclear Facilities," U.S. Nuclear Regulatory Commission, Federal Register Volume 53, Number 123 (p 24018 et seq.), June 27, 1988 4  Ibid. Page FR24022, Column 3 5  Ibid.
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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 1997, the Commission directed its staff to re-evaluate this alternative and identify the technical requirements and regulatory actions that would be necessary for entombment to become a viable    option. The      resulting      evaluation      provided      several recommendations, however, rulemaking has been deferred pending the completion of additional research studies (e.g., on engineered barriers).
In 1996, the NRC published revisions to its 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.[7] The amendments allow for greater public participation and better define the transition process from operations to decommissioning. Regulatory Guide 1.184, issued in October 2013, further described the methods and procedures that are acceptable to the NRC staff for implementing the requirements of the 1996 revised rule 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 amended regulations. The format and content of the estimates is also consistent with the recommendations of Regulatory Guide 1.202, issued February 2005. [8]
Decommissioning Scenarios Two decommissioning scenarios were evaluated for the Beaver Valley nuclear units.
The scenarios selected are representative of alternatives available to the owner and are defined as follows:
6  Ibid. Page FR24023, Column 2 7  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 8  Standard  Format and Content of Decommissioning Cost Estimates for Nuclear Power Reactors, Regulatory Guide 1.202, Nuclear Regulatory Commission, February 2005 TLG Services, LLC
 
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: 1. The first scenario (DECON alternative) assumes that the decommissioning of the Beaver Valley site will be a coordinated effort between both units. Unit 1 will be decommissioned upon the final shutdown of Unit 2, thereby avoiding performing decommissioning operations adjacent to an operational unit. This combined effort for the site will be referred to as Integrated DECON.
: 2. In the second scenario (SAFSTOR alternative), the nuclear units are placed into safe-storage at the end of their current operating licenses. Decommissioning is deferred to the maximum extent (approximately 50 years for Unit 1) such that the licenses for both units are terminated within the required 60-year period.
Spent fuel storage operations continue at the site until the transfer of the fuel to an appropriate disposal facility is complete, assumed to be by the year 2082.
Methodology The methodology used to develop the estimates follows the basic approach originally presented in the cost estimating guidelines [9] developed by the Atomic Industrial Forum (now Nuclear Energy Institute). This reference describes a unit cost factor method for estimating decommissioning activity costs. The unit cost factors used in this analysis incorporate site-specific costs and the latest available information about worker productivity in decommissioning.
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.
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.[10] 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 9  T.S. LaGuardia et al., "Guidelines for Producing Commercial Nuclear Power Plant Decommissioning Cost Estimates," AIF/NESP-036, May 1986 10  Project and Cost Engineers Handbook, Second Edition, American Association of Cost Engineers, Marcel Dekker, Inc., New York, New York, p. 239.
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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 Disposal The contaminated and activated material generated in the decontamination and dismantling of a commercial nuclear reactor is generally 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 Disposal Act in 1980 and its Amendments of 1985, [11] the states became ultimately responsible for the disposition of low-level radioactive waste generated within their own borders. It was expected that groups of states would combine together to jointly deal with their radioactive wastes; these organizations are referred to as waste disposal compacts.
Few approved facilities for the disposal of LLW are currently available. Construction of the newest facility, in Texas, is now complete and the facility was declared operational by the operator, Waste Control Specialists (WCS), in November 2011. The facility will be able to accept limited quantities of non-Compact waste; however, at this time the cost for non-Compact generators is being negotiated on an individual basis.
All options and services currently available to EHNC for disposition of the various waste streams produced by the decommissioning process were considered. The majority of the low-level radioactive waste designated for direct disposal (Class A [12])
can be sent to EnergySolutions facility in Clive, Utah. Therefore, disposal costs for Class A waste were based upon information provided by Energy Harbor from their ongoing contracts with EnergySolutions. This facility is not licensed to receive the higher activity portion (Classes B and C) of the decommissioning waste stream.
The Texas facility is licensed to receive the higher activity waste forms (Classes B and C). As such, for this analysis, disposal costs for the Class B and C waste were based upon the preliminary and indicative information on the cost for such from WCS.
11  Low-Level Radioactive Waste Policy Amendments Act of 1985, Public Law 99-240, January 15, 1986 12  Waste is classified in accordance with U.S. Code of Federal Regulations, Title 10, Part 61.55 TLG Services, LLC
 
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low-level radioactive waste with concentrations of radionuclides that exceed the limits established by the NRC for Class C radioactive waste, or greater than Class C (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. However, to date, the federal government has not identified a cost for disposing of GTCC or a schedule for acceptance.
For purposes of this analysis, the GTCC radioactive waste is assumed to be packaged and disposed of in a similar manner as 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 either stored on site or shipped directly to a disposal facility as it is generated (depending upon the timing of the decommissioning and whether the spent fuel has been removed from the site prior to the start of decommissioning).
A significant portion of the waste material generated during decommissioning may only be potentially contaminated by radioactive materials. This waste can be analyzed on site or shipped off site to licensed facilities for further analysis, processing and/or conditioning/recovery. Reduction in the volume of low-level radioactive waste requiring disposal in a licensed low-level radioactive waste disposal facility can be accomplished through a variety of methods, including analyses and surveys or decontamination to eliminate the portion of waste that does not require disposal as radioactive waste, compaction, incineration or metal melt. The estimates reflect the savings from waste recovery/volume reduction.
Material removed during decommissioning that is less than the site release criteria will be designated for conventional disposal or reuse / recovery.
High-Level Radioactive Waste Management Congress passed the Nuclear Waste Policy Act[13] (NWPA) in 1982, assigning the federal governments long-standing responsibility for disposal of the spent nuclear fuel created by the commercial nuclear generating plants to the DOE. The NWPA provided that DOE would enter into contracts with utilities in which DOE would promise to take the utilities spent fuel and high-level radioactive waste and utilities would pay the cost of the disposition services for that material. NWPA, along with the individual contracts 13  Nuclear Waste Policy Act of 1982 and Amendments, DOEs Office of Civilian Radioactive Management, 1982 TLG Services, LLC
 
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Since the original legislation, the DOE has announced several delays in the program schedule. By January 1998, the DOE had failed to accept any spent fuel or high level waste, as required by the NWPA and utility contracts. Delays continue and, as a result, generators have initiated legal action against the DOE in an attempt to obtain compensation for DOEs partial breach of contract. To date no spent fuel has been accepted from commercial generating sites for disposal.
The NRCs review of DOEs license application to construct a geologic repository at Yucca Mountain was suspended in 2011 when the Administration slashed the budget for completing that work. However, the US Court of Appeals for the District of Columbia Circuit recently issued a writ of mandamus (in August 2013) [14] ordering NRC to comply with federal law and restart its review of DOE's Yucca Mountain repository license application to the extent of previously appropriated funding for the review. That review is now complete with the publication of the five-volume safety evaluation report. A supplement to DOEs 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 DOEs 2013 strategy was issued except for the completion of the Yucca Mountain safety evaluation report.
In 2010 the administration appointed a Blue Ribbon Commission on Americas Nuclear Future (Blue Ribbon Commission) to make recommendations for a new plan for nuclear waste disposal. The Blue Ribbon Commissions charter includes a requirement that it consider [o]ptions for safe storage of used nuclear fuel while final disposition pathways are selected and deployed.[15]
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[16]
14  United States Court of Appeals for the District Of Columbia Circuit, In Re: Aiken County, et al, August 2013 [Open]
15  Ibid.
16  Blue Ribbon Commission on Americas Nuclear Future, Report to the Secretary of Energy, TLG Services, LLC
 
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    * [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.[17]
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...[18] This document states:
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 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.[19]
EHNCs current spent fuel management plan for the Beaver Valley spent fuel is based in general upon:
: 1)      Fuel transferred from the pool to the ISFSI within 4 and one-half years of each units final shutdown;
: 2)      Fuel will be shipped in the Holtec International dry storage containers known as multi-purpose (storage and transport) canisters (MPCs), and http://www.brc.gov/, p. 32, January 2012 17  Ibid., p.27 18  Strategy for the Management and Disposal of Used Nuclear Fuel and High-Level Radioactive Waste, U.S. DOE, January 11, 2013 19  Ibid., p.2 TLG Services, LLC
 
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: 3)      Availability of a DOE storage repository by 2030. First shipment of fuel from the Beaver Valley site occurs four years after DOE initial availability.
Completion of the Beaver Valley decommissioning process is dependent upon the DOEs ability to remove spent fuel from the site in a timely manner. DOEs repository program assumes that spent fuel allocations will be accepted for disposal from the nations commercial nuclear plants, with limited exceptions, in the order (the queue) in which it was discharged from the reactor.[20] Energy Harbors current spent fuel management plan for Beaver Valley spent fuel assumed in this estimate is based in general upon: 1) a 2030 start date for DOE initiating transfer of commercial spent fuel to a federal facility (not necessarily a final repository), and 2) expectations for spent fuel receipt by the DOE for the Beaver Valley fuel. The DOEs generator allocation/receipt schedules are based upon the oldest fuel receiving the highest priority.
Assuming a maximum rate of transfer of 3,000 metric tons of uranium (MTU)/year,[21]
the removal of spent fuel from the site is completed by 2082. Different DOE acceptance schedules result in different completion dates.
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 Secretary of Energy, pursuant to 10 CFR Part 50.54(bb).[22] This requirement is prepared for through inclusion of certain cost elements in the decommissioning estimates, for example, associated with the isolation and continued operation of the spent fuel pool and the ISFSI.
The spent fuel pools are expected to contain freshly discharged assemblies (from the most recent refueling cycles) as well as the final reactor core at shutdown. Over the following four and one-half years, the assemblies are packaged into MPCs for transfer 20  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 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.
21  Acceptance Priority Ranking & Annual Capacity Report, DOE/RW-0567, July 2004 22  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, LLC
 
Beaver Valley Power Station                                          Document E22-1783-001, Rev. 1 Decommissioning Cost Analysis                                                        Page xvii of xx to the ISFSI for interim storage. It is assumed that this period provides the necessary cooling for the final core to meet the storage requirements for decay heat.
An ISFSI, operated under a Part 50 General License (in accordance with 10 CFR 72, Subpart K[23]), has been constructed to support continued plant operations. The facility is assumed to be expanded to support decommissioning. This will allow decommissioning activities to proceed within the fuel buildings.
Holtec International submitted a license application to the NRC on March 30, 2017 for a consolidated interim spent fuel storage facility in southeast New Mexico called HI-STORE CIS (Consolidated Interim Storage) under the provisions of 10 CFR Part
: 72. The application is currently under NRC review.
Waste Control Specialists submitted an application to the NRC on April 28, 2016, to construct and operate a Consolidated Interim Storage Facility (CISF) at its West Texas facility. On April 18, 2017, WCS requested that the NRC temporarily suspend all safety and environmental review activities, as well as public participation activities associated with WCSs license application. In March 2018, WCS and Orano USA, announced their intent to form a joint venture to license the facility. The joint venture has stated that they will request that the NRC resume its review of the original CISF license application.
On May 14, 2019, a bill was introduced in the U.S. House of Representatives, H.R.
2699, the Nuclear Waste Policy Amendments Act of 2019. Proposed to amend the Nuclear Waste Policy Act of 1982, the legislation, if approved by the House and Senate and signed by the President, would provide the DOE the authority to site, construct, and operate one or more Monitored Retrieval Storage (MRS) facilities while a permanent repository is licensed and constructed and/or to enter into an MRS agreement with a non-Federal entity for temporary storage.
EHNC's position is that the DOE has a contractual obligation to accept Beaver Valleys 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, including the cost of storing spent fuel in this study is appropriate to ensure the availability of sufficient decommissioning funds at the end of the stations life if the DOE has not met its obligation.
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 23  U.S. Code of Federal Regulations, Title 10, Part 72, Subpart K, General License for Storage of Spent Fuel at Power Reactor Sites.
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Beaver Valley Power Station                                  Document E22-1783-001, Rev. 1 Decommissioning Cost Analysis                                              Page xviii of xx 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 deferred.
This estimate assumes that some site features will remain following the decommissioning project. These include the existing electrical switchyard, which is assumed to remain functional in support of the regional electrical distribution system. The existing riverbank, canals, and ponds will also be left intact.
Consequently, this study assumes that non-essential site structures addressed by this analysis are removed to a nominal depth of three feet below the local grade level wherever possible. The site is then graded and stabilized.
Summary The estimates to decommission Beaver Valley assume the removal of all contaminated and activated plant components and structural materials such that the owner 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 commercial processor for treatment/conditioning or to a controlled disposal facility.
Decommissioning is accomplished within the 60-year period required by current NRC regulations. In the interim, the spent fuel remains in storage at the site until such time that the transfer to an appropriate disposal facility is complete. Once emptied, the storage facility can also be decommissioned.
The alternatives evaluated in this analysis 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, D and E. The major cost components are also identified in the cost summary provided at the end of this section.
As noted within this document, the estimates were developed and costs are presented in 2020 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 plant or during the decommissioning period.
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Beaver Valley Power Station                                        Document E22-1783-001, Rev. 1 Decommissioning Cost Analysis                                                          Page xix of xx INTEGRATED DECON DECOMMISSIONING COST ELEMENTS (thousands of $2020)
Cost Element                                            Unit 1          Unit 2            Total Decontamination                                              20,776        14,527          35,303 Removal                                                    130,182        149,268          279,450 Packaging                                                    24,842        24,578          49,420 Transportation                                                21,083        18,439          39,521 Waste Disposal                                                79,443        69,656          149,099 Off-site Waste Processing                                    34,488        35,165          69,653 Program Management [1]                                    288,869        250,716          539,585 Site Security                                                87,844      113,360          201,204 Spent Fuel Pool Isolation                                    14,576          9,718          24,294 Spent Fuel Management [2]                                  172,308        161,529          333,837 Insurance and Regulatory Fees                                30,880        21,231          52,111 Energy                                                        30,467        22,215          52,682 Characterization and Licensing Surveys                        27,150        25,322          52,472 Property Taxes                                                24,073        19,951          44,024 Miscellaneous                                                10,564          7,929          18,493 Corporate A&G                                                43,561        26,674          70,235 Total [3]                                                1,041,106        970,278        2,011,383 Cost Element License Termination                                          708,899        629,413        1,338,312 Spent Fuel Management                                        273,169        265,838          539,007 Site Restoration                                              59,038          75,027        134,065 Total [3]                                                1,041,106        970,278        2,011,383
[1] Includes engineering costs
[2] Excludes program management costs (staffing) but includes costs for spent fuel loading/transfer/spent fuel pool O&M and EP fees
[3] Columns or rows may not add due to rounding TLG Services, LLC
 
Beaver Valley Power Station                                        Document E22-1783-001, Rev. 1 Decommissioning Cost Analysis                                                          Page xx of xx SAFSTOR DECOMMISSIONING COST ELEMENTS (thousands of $2020)
Cost Element                                            Unit 1        Unit 2            Total Decontamination                                            16,823        17,754          34,577 Removal                                                  132,582        152,800          285,382 Packaging                                                  21,443        17,424          38,867 Transportation                                            19,542        16,753          36,295 Waste Disposal                                            66,792        66,226          133,018 Off-site Waste Processing                                  36,745        36,529          73,273 Program Management [1]                                  332,212        362,530          694,742 Site Security                                              82,598      150,186          232,784 Spent Fuel Pool Isolation                                  14,576          9,718          24,294 Spent Fuel Management [2]                                168,766        152,497          321,263 Insurance and Regulatory Fees                              56,146        44,449          100,595 Energy                                                    46,161        44,339          90,500 Characterization and Licensing Surveys                    26,457        27,105          53,562 Property Taxes                                            31,696        27,574          59,269 Miscellaneous                                              20,717        20,561          41,279 Corporate A&G                                              46,486        39,539          86,024 Total [3]                                            1,119,741      1,185,983        2,305,724 Cost Element License Termination                                      776,589        832,440        1,609,028 Spent Fuel Management                                    283,713        278,317          562,030 Site Restoration                                          59,439          75,227        134,666 Total [3]                                            1,119,741      1,185,983        2,305,724
[1] Includes engineering costs
[2] Excludes program management costs (staffing) but includes costs for spent fuel loading/transfer/spent fuel pool O&M and EP fees
[3] Columns or rows may not add due to rounding TLG Services, LLC
 
Beaver Valley Power Station                                Document E22-1783-001, Rev. 1 Decommissioning Cost Analysis                                      Section 1, Page 1 of 11
: 1. INTRODUCTION This report presents estimates of the cost to decommission the Beaver Valley Power Station (Beaver Valley) for the selected decommissioning scenarios following the scheduled cessation of plant operations. The analysis relies upon site-specific, technical information from an evaluation prepared in 2014, [1]* updated to reflect current assumptions pertaining to the disposition of the nuclear units and relevant industry experience in undertaking such projects. The current estimates are designed to provide EHNC with the information to assess its current decommissioning liability, as it relates to Beaver Valley.
The analysis relies upon site-specific, technical information compiled by TLG from information provided by EHNC. The analysis reflects current assumptions pertaining to the disposition of nuclear power plants 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 the nuclear units. It may also not reflect the actual plan to decommission Beaver Valley; the plan may differ from the assumptions made in this analysis based on facts that exist at the time of decommissioning.
1.1 OBJECTIVES OF STUDY The objectives of this study are to prepare comprehensive estimates of the costs to decommission Beaver Valley, to provide a sequence or schedule for the associated activities, and to develop waste stream projections from the decontamination and dismantling activities.
The original operating license for Unit 1 was issued on January 29, 1976. The application for license renewal was approved by the NRC 5 November 2009, with a new license expiration date of January 29, 2036. The original operating license for Unit 2 was issued on May 27, 1987. The application for license renewal was approved by the NRC on November 5, 2009, with a new license expiration date of May 27, 2047. For purposes of this analysis, the units are assumed to operate the full sixty years.
* References provided in Section 7 of the document TLG Services, LLC
 
Beaver Valley Power Station                                Document E22-1783-001, Rev. 1 Decommissioning Cost Analysis                                      Section 1, Page 2 of 11 1.2 SITE DESCRIPTION Beaver Valley is located on the south bend of the Ohio River in Beaver County, 25 miles northwest of Pittsburgh, Pennsylvania. The station is comprised of two essentially identical pressurized water reactors with supporting facilities.
The Nuclear Steam Supply System (NSSS) for each unit consists of a pressurized water reactor system designed by Westinghouse Electric Corporation. The reactor coolant system is comprised of the reactor vessel and three heat transfer loops, each containing a vertical shell and U-tube steam generator, and a vertical centrifugal reactor coolant pump. In addition, the system includes an electrically heated pressurizer, a pressurizer relief tank, and interconnecting piping and valves. The licensed reactor core power is 2,900 megawatts-thermal (MWt) for each unit, which corresponds to a net maximum dependable capacity of 1014 megawatts electric (MWe) for Unit 1 and 1009 MWe for Unit 2. The NSSS is housed within the Reactor Building, which is a heavily reinforced concrete, steel-lined vessel with a flat base mat, cylindrical walls, and a hemispherical dome.
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 consists of a high-pressure double flow turbine element, four moisture separator/reheater assemblies, and two double-flow low-pressure turbine elements, all aligned in tandem. The generator is a hydrogen-cooled, rotor-arch-stator unit, driven at 1,800 rpm and rated as 1,026 MVA. The turbines are operated in a closed feedwater cycle which condenses the steam; the heated feedwater is returned to the steam generators.
Heat rejected in the main condensers is removed by the circulating water system.
The circulating water system provides the cooling water for the main condenser of the turbine generator unit. It is a closed-loop system consisting of cooling tower pumps, a pump house, circulating water and blowdown piping, main condenser vacuum priming system, mechanical tube cleaning system, and a natural draft cooling tower. Makeup water is supplied to the closed loop circulating waste system by discharging the plant service water into the circulating water condenser discharge lines.
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Beaver Valley Power Station                                Document E22-1783-001, Rev. 1 Decommissioning Cost Analysis                                        Section 1, Page 3 of 11 1.3 REGULATORY GUIDANCE The Nuclear Regulatory Commission (NRC or Commission) provided initial decommissioning requirements in its rule "General Requirements for Decommissioning Nuclear Facilities," issued in June 1988.[2] 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,[3] 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 plants 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, while the SAFSTOR and ENTOMB alternatives defer the process.
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 ENTOMB alternative has not been viewed as a viable option for power reactors due to the significant time required to isolate the long-lived radionuclides for decay to permissible levels. However, with rulemaking permitting the controlled release of a site,[4] the NRC did re-evaluate the alternative. The resulting feasibility study, based upon an assessment by Pacific Northwest National Laboratory, concluded that the method did have conditional merit for some, if not most reactors. The staff also found that additional rulemaking would be needed before this option could be treated as a generic alternative.
The NRC had considered rulemaking to alter the 60-year time for completing decommissioning and to clarify the use of engineered barriers for reactor TLG Services, LLC
 
Beaver Valley Power Station                                Document E22-1783-001, Rev. 1 Decommissioning Cost Analysis                                      Section 1, Page 4 of 11 entombments.[5] However, the NRCs staff has subsequently recommended that rulemaking be deferred, based upon several factors (e.g., no licensee has committed to pursuing the entombment option, the unresolved issues associated with the disposition of greater-than-Class C material (GTCC), and the NRCs current priorities), at least until after the additional research studies are complete. The Commission concurred with the staffs recommendation.
In 1996, the NRC published revisions to the general requirements for decommissioning nuclear power plants.[6] When the decommissioning regulations were adopted in 1988, it was assumed that the majority of licensees would decommission at the end of the facilitys operating licensed life. Since that time, several licensees had 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 entitle the licensee to a fee reduction and eliminate the obligation to follow certain requirements needed only during operation of the reactor. Within two years of submitting notice of permanent cessation of operations, the licensee is required to 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 published amended regulations to improve decommissioning planning and thereby reduce the likelihood that any current operating facility will become a legacy site.[7] The amended regulations require licensees to conduct their operations to minimize the introduction of residual radioactivity into the site, which includes the sites subsurface soil and groundwater.
Licensees also may be required to perform site surveys to determine whether residual radioactivity is present in subsurface areas and to keep records of these surveys with records important for decommissioning. The amended regulations require licensees to report additional details in their decommissioning cost TLG Services, LLC
 
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These additional details, including the ISFSI decommissioning estimate, are included in this analysis.
1.3.1 High-Level Radioactive Waste Management Congress passed the Nuclear Waste Policy Act [8] (NWPA) in 1982, assigning the federal governments long-standing responsibility for disposal of the spent nuclear fuel created by the commercial nuclear generating plants to the DOE. The DOE was to begin accepting spent fuel by January 31, 1998; however, to date no progress in the removal of spent fuel from commercial generating sites has been made.
Today, the country is at an impasse on high-level waste disposal, even with the License Application for a geologic repository submitted by the DOE to the NRC in 2008. The Obama administration cut 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. Towards this goal, the administration appointed a Blue Ribbon Commission on Americas Nuclear Future (Blue Ribbon Commission) to make recommendations for a new plan for nuclear waste disposal. The Blue Ribbon Commissions charter includes a requirement that it consider [o]ptions for safe storage of used nuclear fuel while final disposition pathways are selected and deployed.[9]
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[10]
              *  [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.
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 TLG Services, LLC
 
Beaver Valley Power Station                                  Document E22-1783-001, Rev. 1 Decommissioning Cost Analysis                                      Section 1, Page 6 of 11 an integrated system capable of transporting, storing, and disposing of used nuclear fuel... [11] This document states:
With the appropriate authorizations from Congress, the Obama Administration planned to implement a program over the next 10 years that would have:
* 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 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 NRCs review of DOEs 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) [12] ordering NRC to comply with federal law and restart its review of DOE's Yucca Mountain repository license application to the extent of previously appropriated funding for the review. That review is now complete with the publication of the five-volume safety evaluation report. A supplement to DOEs 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 DOEs 2013 strategy was issued except for the completion of the Yucca Mountain safety evaluation report.
Holtec International submitted a license application to the NRC on March 30, 2017 for a consolidated interim spent fuel storage facility in southeast New Mexico called HI-STORE CIS (Consolidated Interim Storage) under the provisions of 10 CFR Part 72. The application is currently under NRC review.
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Beaver Valley Power Station                                  Document E22-1783-001, Rev. 1 Decommissioning Cost Analysis                                        Section 1, Page 7 of 11 Waste Control Specialists submitted an application to the NRC on April 28, 2016, to construct and operate a Consolidated Interim Storage Facility (CISF) at its West Texas facility. On April 18, 2017, WCS requested that the NRC temporarily suspend all safety and environmental review activities, as well as public participation activities associated with WCSs license application. In March 2018, WCS and Orano USA, announced their intent to form a joint venture to license the facility. The joint venture has stated that they will request that the NRC resume its review of the original CISF license application.
On May 14, 2019, a bill was introduced in the U.S. House of Representatives, H.R. 2699, the Nuclear Waste Policy Amendments Act of 2019. Proposed to amend the Nuclear Waste Policy Act of 1982, the legislation, if approved by the House and Senate and signed by the President, would provide the DOE the authority to site, construct, and operate one or more Monitored Retrieval Storage (MRS) facilities while a permanent repository is licensed and constructed and/or to enter into an MRS agreement with a non-Federal entity for temporary storage.
Completion of the decommissioning process is dependent upon the DOEs ability to remove spent fuel from the site in a timely manner. DOEs repository program had originally assumed that spent fuel allocations would be accepted for disposal from the nations commercial nuclear plants, with limited exceptions, in the order (the queue) in which it was discharged from the reactor.[13] 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 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.
EHNCs current spent fuel management plan for the Beaver Valley spent fuel is based in general upon:
: 1)  Fuel transferred from the pool to the ISFSI within 4 and one-half years of each Units final shutdown; TLG Services, LLC
 
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: 2)  Fuel will be shipped in the Holtec International dry storage containers known as multi-purpose (storage and transport) canisters (MPCs), and
: 3)  Availability of a DOE storage repository by 2030. First shipment of fuel from the Beaver Valley site occurs four years after DOE initial availability.
The DOEs generator allocation/receipt schedules are based upon the oldest fuel receiving the highest priority. Assuming a maximum rate of transfer of 3,000 metric tons of uranium (MTU)/year, the removal of spent fuel from the site is completed by 2082. Different DOE acceptance schedules result in different completion dates.
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 Secretary of Energy, pursuant to 10 CFR Part 50.54(bb).[14] This requirement is prepared for through inclusion of certain cost elements in the decommissioning estimates, for example, associated with the isolation and continued operation of the spent fuel pool and the ISFSI.
The spent fuel pools are expected to contain freshly discharged assemblies (from the most recent refueling cycles) as well as the final reactor cores at shutdown. Over the following four and one-half years, the assemblies are packaged into dry shielded storage canisters for transfer to the ISFSI for interim storage. It is assumed that this period provides the necessary cooling for the final cores to meet the storage requirements for decay heat.
An ISFSI, operated under a Part 50 General License (in accordance with 10 CFR 72, Subpart K[15]), has been constructed to support continued plant operations. The facility is assumed to be expanded to support decommissioning. This will allow decommissioning activities to proceed within the fuel buildings.
EHNC's position is that the DOE has a contractual obligation to accept Beaver Valleys 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, including the cost of storing spent fuel in this study is appropriate to ensure the availability of sufficient decommissioning funds at the end of the stations life if the DOE has not met its obligation.
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Beaver Valley Power Station                                    Document E22-1783-001, Rev. 1 Decommissioning Cost Analysis                                        Section 1, Page 9 of 11 1.3.2 Low-Level Radioactive Waste Disposal 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, [16] and its Amendments of 1985,
[17] the states became ultimately responsible for the disposition of low-level radioactive waste generated within their own borders. It was expected that groups of states would combine together to jointly deal with their radioactive wastes; these organizations are referred to as waste disposal compacts.
With the exception of Texas, no new compact facilities have been successfully sited, licensed, and constructed. The Texas Compact disposal facility is now operational and waste is being accepted from generators within the Compact by the operator, Waste Control Specialists (WCS). The facility is also able to accept limited quantities of non-Compact waste.
Disposition of the various waste streams produced by the decommissioning process considered all options and services currently available to Energy Harbor. The majority of the low-level radioactive waste designated for direct disposal (Class A [18]) can be sent to EnergySolutions facility in Clive, Utah.
Therefore, disposal costs for Class A waste were based upon current contract rates. This facility is not licensed to receive the higher activity portion (Classes B and C) of the decommissioning waste stream.
The Texas facility is licensed to receive the higher activity waste forms (Classes B and C). As such, for this analysis, disposal costs for the Class B and C waste were based upon the preliminary and indicative information on the cost for such from WCS.
The dismantling of the components residing closest to the reactor core generates 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 (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.
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Beaver Valley Power Station                                  Document E22-1783-001, Rev. 1 Decommissioning Cost Analysis                                      Section 1, Page 10 of 11 The DOE issued its final Environmental Impact Statement for the disposal of GTCC on January 2016.[19] The study evaluated the potential environmental impacts associated with constructing and operating a new facility or using an existing facility, disposal methods, and locations. DOE is awaiting Congressional action on the report and its recommendations.
At this time, the federal government has not identified a specific cost for disposing of GTCC or a schedule for acceptance.
For purposes of this analysis, the GTCC radioactive waste is assumed to be packaged and disposed of in a similar manner as 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 either stored on site or shipped directly to a DOE facility as it is generated (depending upon the timing of the decommissioning and whether the spent fuel has been removed from the site prior to the start of decommissioning).
A significant portion of the metallic waste material generated during decommissioning may only be potentially contaminated by radioactive materials. This waste can be surveyed on site or shipped off site to licensed facilities for further analysis, for processing and/or for conditioning/recovery. Reduction in the volume of low-level radioactive waste requiring disposal in a licensed low-level radioactive waste disposal facility can be accomplished through a variety of methods, including analyses and surveys or decontamination to isolate the portion of waste that does not require disposal as radioactive waste, compaction, incineration or metal melt. The estimates reflect the savings from waste recovery/volume reduction.
1.3.3 Radiological Criteria for License Termination In 1997, the NRC published Subpart E, Radiological Criteria for License Termination,[20] 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 Beaver Valley site will be remediated to a residual level consistent with the NRC-prescribed level.
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Beaver Valley Power Station                                Document E22-1783-001, Rev. 1 Decommissioning Cost Analysis                                    Section 1, Page 11 of 11 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).[21] An additional and separate limit of 4 millirem per year, as defined in 40 CFR
            §141.16, is applied to drinking water.[22]
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)[23] 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.
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: 2. DECOMMISSIONING ALTERNATIVES Detailed cost estimates were developed to decommission Beaver Valley based upon the approved decommissioning alternatives: DECON and SAFSTOR. Although the alternatives differ with respect to technique, process, cost, and schedule, they attain the same result: the ultimate release of the site for unrestricted use.
Two decommissioning scenarios were evaluated for the Beaver Valley nuclear units.
The scenarios selected are representative of alternatives available to the owner and are defined as follows:
: 1. The first scenario (DECON alternative) assumes that the decommissioning of the Beaver Valley site will be a coordinated effort between both units. Unit 1 will be decommissioned upon the final shutdown of Unit 2, thereby avoiding performing decommissioning operations adjacent to an operational unit. This combined effort for the site will be referred to as Integrated DECON.
: 2. In the second scenario (SAFSTOR alternative), the nuclear units are placed into safe-storage at the end of their current operating licenses. Decommissioning is deferred to the maximum extent (approximately 50 years for Unit 1) such that the licenses for both units are terminated within the required 60-year period.
Spent fuel storage operations continue at the site until the transfer of the fuel to an appropriate disposal facility is complete, assumed to be by the year 2082.
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 TLG Services, LLC
 
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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 to an off-site disposal facility.
The DECON scenario for the Beaver Valley site includes an abbreviated period of safe storage for Unit 1 prior to the start of decommissioning. This allows the integration of Unit 1 decommissioning activities with Unit 2; this combination of the units will be referred to as Integrated DECON. The Unit 1 safe storage process is described in Section 2.2.
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, required prior to or within two years of permanent cessation of operations, provides a description of the licensees 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 TLG Services, LLC
 
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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, and other large components that are radioactive. The NRC includes the following additional criteria for use of the modified §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 licensees 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, 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:
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* 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 four and one-half years following the cessation of each units operations before the inventory resident at shutdown can be transferred to the ISFSI.
* 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.
* Perform chemical decontamination of the NSSS to reduce radiation levels in support of removal operations.
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 release of the site from the 10 CFR §50 operating license, exclusive of the ISFSI. Significant decommissioning activities in this phase include:
* Construction of temporary facilities and/or modification of existing facilities to support dismantling activities. For example, this will 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 will include the upgrading of roads (on- and off-site) to facilitate hauling and transport. Modifications will be required to the containment structure to facilitate access of large/heavy equipment. Modifications will also be required to the refueling TLG Services, LLC
 
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* Transfer of the spent fuel from the storage pools to the ISFSI pad for interim storage.
* 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 for the transportation and disposal of low-level radioactive wastes generated during decommissioning.
* Decontamination of components and piping systems as required to control (minimize) worker exposure.
* 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. Segmentation of the vessel closure 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 former and lower core support assembly. 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.
* Segmentation of the neutron shield tank and reactor vessel support structure.
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* Removal of the activated portions of the concrete biological shield and accessible contaminated concrete surfaces surrounding the reactor vessel and neutron shield tank. 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, the steam domes removed and the internal components segregated for recycling. The lower shell and tube bundle will be packaged for direct disposal. These components can serve as their own burial containers provided all penetrations are properly sealed. Steel shielding will be added, as necessary, to those external areas of the package to meet transportation limits and regulations.
At least two years prior to the anticipated date of license termination, an LTP is required. Submitted as a supplement to the UFSAR 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 Commission. 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 buildings and any other contaminated facility. Radiation and contamination controls will be utilized until residual levels indicate that the structures and TLG Services, LLC
 
Beaver Valley Power Station                                Document E22-1783-001, Rev. 1 Decommissioning Cost Analysis                                      Section 2, Page 7 of 13 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 facilitates surface decontamination and subsequent verification surveys required prior to obtaining release for demolition.
* Routing of material removed during decontamination and dismantling to a central processing area. Material certified to be free of contamination is released for unrestricted disposition, as scrap, recycle, or for general disposal. Contaminated material is characterized and segregated for additional off-site processing (disassembly, chemical cleaning, volume reduction, and waste treatment), and/or packaged for controlled disposal at a 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 the Multi-Agency Radiation Survey and Site Investigation Manual (MARSSIM).[24] 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 can begin. Efficient removal of the contaminated materials and verification that residual radionuclide concentrations are below the NRC limits may result in substantial damage to many of the structures.
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Beaver Valley Power Station                                Document E22-1783-001, Rev. 1 Decommissioning Cost Analysis                                      Section 2, Page 8 of 13 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 and auxiliary 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 with a work force already mobilized on site is more efficient than if the process is deferred.
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 repository or interim facility is assumed to be exclusively from the ISFSI once the fuel pools have been emptied and the fuel buildings have been released for decommissioning. The ISFSI will continue to operate under a general license (10 CFR Part 50) following the amendment of the operating license to release the adjacent (power block) property.
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Beaver Valley Power Station                                  Document E22-1783-001, Rev. 1 Decommissioning Cost Analysis                                      Section 2, Page 9 of 13 Completion of the decommissioning process is dependent upon the ability to remove spent fuel from the site in a timely manner. This analysis assumes that the last of the spent fuel will be removed from the site within approximately forty years of the shutdown of Unit 1. This assumption assumes that spent fuel is off site prior to commencing decommissioning operations in the SAFSTOR alternative. Spent fuel transfer operations from the ISFSI to the DOE are assumed to be completed by 2082.
At the conclusion of the spent fuel transfer process, the ISFSI will be decommissioned. The Commission will terminate the Part 50 license if 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.
The existing dry fuel storage system is a TransNuclear NUHOMS horizontal storage system. The system consists of a dry shielded canister (DSC) and a horizontal storage module (HSM). EHNC recently announced that the Beaver Valley site will be changing to the Holtec HI-STORM FW storage system, consisting of an MPC and a concrete shield (overpack). It is assumed that all fuel packaged during decommissioning for storage on the on-site ISFSI will be into HI-STORM FW casks. It is assumed that once the inner canisters containing the spent fuel assemblies have been removed, any required decontamination is performed on the MPCs (some minor neutron activation is assumed), and the license for the facility terminated, the modules can be dismantled using conventional techniques for the demolition of reinforced concrete. The concrete storage pad is then removed and the area regraded.
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 pool 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 are performed. Access to contaminated areas is secured to provide controlled access for inspection and maintenance.
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Beaver Valley Power Station                                  Document E22-1783-001, Rev. 1 Decommissioning Cost Analysis                                        Section 2, Page 10 of 13 The engineering and planning requirements are similar to those for the DECON alternative, although a shorter time period is expected for these activities due to the more limited work scope. 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 plant in safe-storage includes, but is not limited to, the following activities:
* Isolation 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.
* Transferring 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      systems, decontaminating them 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.
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* Cleaning of the loose surface contamination from building access pathways.
* Performing an interim radiation survey of 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 period 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. Resident 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.
An environmental surveillance program is carried out during the dormancy period to ensure that releases of radioactive material to the environment are prevented 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 are maintained throughout the dormancy period. Fire and radiation alarms are also functional.
Consistent with the DECON scenario, the spent fuel storage pools are emptied within four and one-half years of the cessation of operations, with the fuel transferred to the ISFSI. Spent fuel transfer from the ISFSI to an TLG Services, LLC
 
Beaver Valley Power Station                                Document E22-1783-001, Rev. 1 Decommissioning Cost Analysis                                    Section 2, Page 12 of 13 appropriate disposal facility is assumed to be complete by 2082. Once emptied, the ISFSI is secured for storage and decommissioned along with the power block structures in Period 4.
After a period of storage (such that license termination is accomplished within 60 years of final shutdown), it is required that the licensee submit an application to terminate the license, along with a LTP (described in Section 2.1.2), thereby initiating the third phase.
2.2.3 Periods 3 and 4 - Delayed Decommissioning Corresponding to the DECON Periods 1 and 2, Delayed Decommissioning following a SAFSTOR dormancy period is similar to the DECON counterparts, with the following considerations.
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 and the assembly of activity specifications and detailed work 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 dismantling process due to the operation of the spent fuel pools in the DECON option.
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 sixty years of plant operation, no plant process system identified as being contaminated upon final shutdown are assumed to become releasable due to the decay period alone.
However, due to the lower activity levels, a greater percentage of the waste volume can be designated for off-site processing and recovery.
The delay in decommissioning also yields lower working area radiation levels. As such, the estimate for this delayed scenario incorporates TLG Services, LLC
 
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Although the initial radiation levels due to 60Co will substantially 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, 59Ni, and 63Ni. Therefore, the dismantling procedures described for the DECON alternative would still be employed during this scenario. Portions of the biological shield 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 begin. Dismantling, as a continuation of the decommissioning process is a cost-effective option, as described in Section 2.1.3. The basis for the dismantling cost 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.
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: 3. COST ESTIMATES The cost estimates prepared for decommissioning Beaver Valley consider the unique features of the site, including the nuclear steam supply system, electric power generating systems, structures, and supporting 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 ESTIMATES The analysis relies upon site-specific, technical information from an earlier evaluation prepared in 2014, updated to reflect current assumptions pertaining to the disposition of nuclear power plants and relevant industry experience in undertaking such projects. This information was reviewed for the current analysis and updated as deemed appropriate. The site-specific considerations and assumptions used in the previous evaluations 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,"[25] and the DOE "Decommissioning Handbook."[26] 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. 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.[27]
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.
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The estimates also reflect lessons learned from TLGs 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 labor-hours, or crew-hours, are used in the development of the decommissioning program schedule, using resource loading and event TLG Services, LLC
 
Beaver Valley Power Station                                Document E22-1783-001, Rev. 1 Decommissioning Cost Analysis                                        Section 3, Page 3 of 34 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 handing 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 (including the Control, Service, Office, Primary Access Facility, Waste Handling, and Intake structures) have been assigned to Unit 2. A summary of the principal impacts are 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 cost of procuring that equipment is assumed to be shared on an equal basis between the two units. In addition, the decommissioning project will be scheduled such that Unit 2s reactor internals and vessel are segmented immediately after the activities at Unit 1 have been completed.
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* Duplication of some program management and support costs, particularly costs associated with the more senior positions, can be avoided with multiple reactors undergoing decommissioning simultaneously. As a result, the estimate is based on a 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. Trying to complete the final status survey of Unit 1, while Unit 2 still has ongoing radiological remediation work and waste handling in process is considered impractical. During the spent fuel storage period, program management costs are reduced accordingly.
* The final demolition of buildings at Units 1 and 2 are considered to take place concurrently.
* 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 ISFSI operations, emergency response fees, regulatory agency fees, and insurance are generally allocated on an equal basis between the two units.
3.4 FINANCIAL COMPONENTS OF THE COST MODEL TLGs 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, spent fuel management and site restoration.
3.4.1 Contingency 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.
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Beaver Valley Power Station                                Document E22-1783-001, Rev. 1 Decommissioning Cost Analysis                                      Section 3, Page 5 of 34 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[30] 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 a contingency percentage 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.
The use and role of contingency within decommissioning estimates is not a safety factor issue. Safety factors provide additional security and address situations that may never occur. Contingency funds are expected to be fully expended throughout the program. They also provide assurance that sufficient funding is available to accomplish the intended tasks. An estimate without contingency, or from which contingency has been removed, can disrupt the orderly progression of events and jeopardize a successful conclusion to the decommissioning process.
For example, the most technologically challenging task in decommissioning a commercial nuclear plant is the disposition of the reactor vessels and internal components, now highly radioactive after a lifetime of exposure to core activity. The disposition of these components forms the basis of the critical path (schedule) for decommissioning operations. Cost and schedule are interdependent, and any deviation in schedule has a significant impact on cost for performing a specific activity.
Disposition of the reactor vessel internals involves the underwater cutting of complex components that are highly radioactive. Costs are based upon optimum segmentation, handling, and packaging scenarios. The schedule is primarily dependent upon the turnaround time for the heavily shielded shipping casks, including preparation, loading, and decontamination of the containers for transport. The number of casks required is a function of the pieces generated in the segmentation activity, a value calculated on optimum performance of the tooling employed in cutting the various TLG Services, LLC
 
Beaver Valley Power Station                              Document E22-1783-001, Rev. 1 Decommissioning Cost Analysis                                    Section 3, Page 6 of 34 subassemblies. The expected optimization, however, may not be achieved, resulting in delays and additional program costs. For this reason, contingency must be included to mitigate the consequences of the expected inefficiencies inherent in this complex activity, along with related concerns associated with the operation of highly specialized tooling, field conditions, and water clarity.
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 TLGs 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%
Low-Level Radioactive Waste Processing            15%
Reactor Segmentation                              75%
NSSS Component Removal                            25%
Reactor Waste Packaging                            25%
Reactor Waste Transport                            25%
Reactor Vessel Component Disposal                  50%
GTCC Disposal                                      15%
Staffing                                          15%
Spent Fuel Management                              15%
Non-Radioactive Component Removal                  15%
Heavy Equipment and Tooling                        15%
Supplies                                          25%
Engineering                                        15%
Energy                                            15%
Insurance and Fees                                10%
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Operations and Maintenance Expense                    15%
Construction                                          15%
Property Taxes                                        10%
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 Appendices C and D).
Appendix E, the ISFSI decommissioning calculation, uses a flat 25%
contingency added at the end of the calculation.
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 eliminating 50% to 80% of the site labor force shortly after the cessation of plant operations, added cost for worker separation packages throughout the decommissioning program, national or company-mandated retraining, and retention incentives for key personnel.
* 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.
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* Policy decisions altering national commitments (e.g., in the ability to accommodate certain waste forms for disposition, or in the timetable for such, or the start and rate of acceptance of spent fuel by the Federal government).
* 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 will be revisited periodically and addressed through repeated revisions or updates of the base estimates.
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 of the spent fuel generated from plant operations is not reflected within the estimates to decommission Beaver Valley.
Ultimate disposition of the spent fuel is within the province of the Federal governments Waste Management System, as defined by the Nuclear Waste Policy Act. Until recently, the disposal cost was financed by a 1 mill/kWhr surcharge paid into the DOEs 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 Federal government. This requirement is included through certain high-level waste cost elements within the estimates, as described below.
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Beaver Valley Power Station                                  Document E22-1783-001, Rev. 1 Decommissioning Cost Analysis                                        Section 3, Page 9 of 34 Completion of the decommissioning process is highly dependent upon the ability to remove spent fuel from the site. This analysis assumes that the last of the spent fuel will be removed from the site within approximately forty years of the shutdown of Unit 1. This assumes that spent fuel is off site prior to commencing decommissioning operations in the SAFSTOR alternative.
This analysis assumes that the existing ISFSI is modified at the cessation of plant operations to accommodate the fuel present in the storage pool at shutdown.
The DOE's repository program assumes that spent fuel will be accepted for disposal from the nation's commercial nuclear plants in the order (the "queue") in which it was removed from service ("oldest fuel first").[31]
Repository operations were based upon annual industry-wide receipt of 400 Metric Tons Heavy Metal (MTHM) in the first year of operation, a total of 3,800 MTHM in years 2 through 4 and 3,000 MTHM for year 5 and beyond.[32]
An ISFSI has been constructed on site to support continued plant operations. The ISFSI is expected to operate throughout decommissioning, and beyond the conclusion of the remediation phase in the DECON decommissioning scenario, until such time that the transfer of spent fuel to an appropriate disposal facility can be completed. Spent fuel transfer from the ISFSI is assumed to be complete by 2082. The scenario is similar for the SAFSTOR alternative; however, based upon the expected completion date for fuel transfer, the ISFSI will be emptied prior to the commencement of decommissioning operations.
The estimates include the costs to purchase, load, and transfer the dry fuel storage casks from the pools to the ISFSI. Costs are also provided for the final disposition of the ISFSI once the transfer of the fuel from the ISFSI to the DOE is complete.
Operation and maintenance costs for the spent fuel pools and ISFSI are included within the estimates and address the costs for staffing the facility, as well as security, insurance, and licensing fees.
ISFSI The existing dry fuel storage system is a TransNuclear NUHOMS horizontal storage system. The system consists of a dry shielded canister (DSC) and a horizontal storage module (HSM). EHNC recently announced TLG Services, LLC
 
Beaver Valley Power Station                                Document E22-1783-001, Rev. 1 Decommissioning Cost Analysis                                    Section 3, Page 10 of 34 that the Beaver Valley site will be changing to the Holtec HI-STORM FW storage system, consisting of an MPC, and overpack, It is assumed that all fuel packaged during decommissioning for storage on the on-site ISFSI will be into HI-STORM FW casks.
The design and capacity of the ISFSI are based upon the Holtec HI-STORM FW system (with a 37-fuel assembly capacity), combined with the existing TN NUHOMS storage modules. The HI-STORM system consists of an MPC and overpack. The DOE is assumed to provide the shipping containers for fuel transferred directly from the pools to the DOE at no cost to the owner.
Canister Loading and Transfer An average cost is used for the labor to load/transport the spent fuel from the pools to the ISFSI pad, based upon EHNCs experience. For estimating purposes, 50% of this cost is used to estimate the cost to transfer the fuel from the ISFSI to the DOE.
Operations and Maintenance The estimates also include the cost of operating and maintaining the spent fuel pools and the ISFSI, respectively. Pool operations are expected to continue approximately four and one-half years after the cessation of operations of each unit. It is assumed that the four and one half years provides the necessary cooling period for the final core to meet applicable transport system requirements for decay heat and/or the dry cask storage vendors system. An additional six months are allocated to allow for the decontamination and draining of the pool following spent fuel removal.
ISFSI operating costs are based upon the previously stated assumptions on fuel transfer expectations.
ISFSI Decommissioning 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 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.
TLG Services, LLC
 
Beaver Valley Power Station                                Document E22-1783-001, Rev. 1 Decommissioning Cost Analysis                                      Section 3, Page 11 of 34 The MPCs are assumed to be transferred directly to the DOE and not returned to the station. Some of the Holtec overpacks are assumed to have residual radioactivity due to some minor level of neutron-induced activation as a result of the long-term storage of the spent fuel. The cost to dispose of residual radioactivity, and verify that the remaining facility and surrounding environs meet the NRCs radiological limits established for unrestricted use, form the basis of the ISFSI decommissioning estimate.
In addition to the spent fuel casks located on the ISFSI pad after shutdown there may be additional casks used for Greater-than-Class-C (GTCC) waste storage. The overpacks used to store the GTCC canisters (estimated quantity of six) are not expected to have any interior contamination or residual activation and can be reused or disposed of by conventional means after a final status survey.
Appendix E details the costs necessary to survey, decontaminate, and terminate the NRC license on the ISFSI facility. The estimates in Appendices C, D and E also include the costs for the demolition of the ISFSI facility following NRC license termination (as a Site Restoration expense).
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 (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. [33]
Although the material is not classified as high-level waste, federal regulations under the Act designate that disposal of this material is a federal responsibility under Section 3(b)(1)(D). However, the DOE has not been forthcoming with an acceptance criteria or disposition schedule for this material, and numerous questions remain as to the ultimate disposal cost and waste form requirements.
As such, for purposes of this study, the GTCC has been packaged and disposed of in the same manner as high-level waste, at a cost equivalent TLG Services, LLC
 
Beaver Valley Power Station                                Document E22-1783-001, Rev. 1 Decommissioning Cost Analysis                                      Section 3, Page 12 of 34 to that envisioned for the spent fuel. The number of MPCs required and the packaged volume for GTCC was based upon experience at Maine Yankee (e.g., the constraints on loading as identified in the canisters certificate of compliance), but adjusted for the increased spent fuel capacity of the current MPCs.
It is assumed that the DOE would not accept this waste prior to completing the transfer of spent fuel. Therefore, until such time the DOE is ready to accept GTCC waste, it is reasonable to assume that this material would remain in storage at Beaver Valley. GTCC costs have been segregated and included within the "License Termination expenditures in Appendices C and D.
3.5.2 Reactor Vessel and Internal Components The reactor pressure vessel and internal components are segmented and shipped for disposal in shielded, reusable transportation casks.
Segmentation is performed in the refueling canal, where a turntable and remote cutter are 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 TLG Services, LLC
 
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* 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 Beaver Valley plant ceases operation. Future viability of this option will depend upon the ultimate location of the disposal site, as well as the disposal site licensees 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.
3.5.3 Primary System Components In the Unit 2 DECON scenario, 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.
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 reactor 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 TLG Services, LLC
 
Beaver Valley Power Station                                Document E22-1783-001, Rev. 1 Decommissioning Cost Analysis                                    Section 3, Page 14 of 34 for extraction from the containment and placed onto a multi-wheeled vehicle for transport to an on-site processing and storage area.
The generators are disassembled on-site with the outer shell and lightly contaminated subassemblies designated for off-site recycling. The more highly contaminated tube sheet and tube bundle are packaged for direct disposal. Disposal costs are based upon the displaced volume and weight of the units. Each component is then loaded onto a rail car for transport to the disposal facility.
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 processing and/or disposal.
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. Components are packaged and readied for transport in accordance with the intended disposition.
3.5.5 Retired Components The estimates include the disposition of three retired steam generators and a reactor closure head from Unit 1. They are assumed to be stored on site in a shielded structure; they will be transported and disposed of in a similar fashion to the steam generators as discussed in Section 3.5.3 above.
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.[34] The contaminated material will be packaged in Industrial Packages (IP-1, IP-2, or IP-3, as defined in subpart 173.411) for transport unless demonstrated to qualify as their own shipping containers. The reactor vessel and internal components are expected to be transported in TLG Services, LLC
 
Beaver Valley Power Station                                Document E22-1783-001, Rev. 1 Decommissioning Cost Analysis                                      Section 3, Page 15 of 34 accordance with 10 CFR Part 71, in 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 Class A radioactive material requiring controlled disposal are based upon the mileage to the EnergySolutions facility in Clive, Utah. Transportation costs for the higher activity Class B and C radioactive material are based upon the mileage to the WCS facility in Andrews County, Texas. The transportation cost for the GTCC material is assumed to be contained within the disposal cost. Transportation costs for off-site waste processing are based upon the mileage to Oak Ridge, Tennessee. Truck transport costs were developed from published tariffs from Tri-State Motor Transit.[35]
3.5.7 Low-Level Radioactive Waste Disposal To the greatest extent practical, metallic material generated in the decontamination and dismantling processes is processed to reduce the total cost of controlled disposal. Material meeting the regulatory and/or site release criterion, is released as scrap, requiring no further cost consideration. Conditioning (preparing the material to meet the waste TLG Services, LLC
 
Beaver Valley Power Station                                  Document E22-1783-001, Rev. 1 Decommissioning Cost Analysis                                      Section 3, Page 16 of 34 acceptance criteria of the disposal site) and recovery of the waste stream is performed off site at a licensed processing center. Any material leaving the site that was removed from a contaminated or potentially contaminated area is subject to a survey and release charge, at a minimum.
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 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, as well as the special handling requirements of the payload. Packaging efficiencies are lower for the highly activated materials (greater than Class A waste), where high concentrations of gamma-emitting radionuclides limit the capacity of the shipping canisters.
Disposal fees are based upon estimated charges, with surcharges added for the highly activated components, such as those generated in the segmentation of the reactor vessel. The cost to dispose of the lowest level and majority of the material generated from the decontamination and dismantling activities is based upon the current cost for disposal at EnergySolutions facility in Clive, Utah. Disposal costs for the higher activity waste (Class B and C) were based upon preliminary information from WCS for the Andrews County facility.
3.5.8 Site Conditions Following Decommissioning The NRC will amend or 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 NRCs involvement in the decommissioning process will end at this point.
Building codes and environmental regulations will dictate the next step TLG Services, LLC
 
Beaver Valley Power Station                                Document E22-1783-001, Rev. 1 Decommissioning Cost Analysis                                    Section 3, Page 17 of 34 in the decommissioning process, as well as owners own future plans for the site.
Only existing site structures are considered in the dismantling cost. The electrical switchyard remains after Beaver Valley is decommissioned in support of the regional transmission and distribution system. Structures are removed to a nominal depth of three feet below grade. The voids are backfilled with clean debris and capped with soil. The site is then re-graded to conform to the adjacent landscape. Vegetation is established to inhibit erosion. These non-radiological costs are included in the total cost of site restoration.
Costs are included for the demolition of riverbank structures including the intake structure, the alternate, cooling towers and the cooling tower pump house. Costs are not included for general restoration of the riverbank.
Concrete rubble generated from demolition activities is processed and made available as clean fill for the power block foundations. Additional clean fill is brought on site to backfill below grade voids as needed. The excavations will be regraded such that the power block area will have a final contour consistent with adjacent surroundings.
The estimates assume the remediation of contaminated soil in the vicinity of known historical onsite radioactive spills.
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 2020 dollars. Costs are not inflated, escalated, or discounted over the periods of performance.
The plant inventory, the basis for the decontamination and dismantling requirements and cost, and the decommissioning waste streams, was taken from the 2014 analysis. The FLEX equipment building and Reactor Vessel Closure Head storage facility recently constructed on site were also added to the structures inventory.
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Beaver Valley Power Station                                Document E22-1783-001, Rev. 1 Decommissioning Cost Analysis                                    Section 3, Page 18 of 34 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 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. Costs for site administration, operations, construction, and maintenance personnel are based upon average salary information provided by EHNC.
EHNC will hire a Decommissioning Operations Contractor (DOC) to manage the decommissioning. The owner will provide site security, radiological health and safety, quality assurance and overall site administration during the decommissioning and demolition phases.
Contract personnel will provide engineering services for preparing the activity specifications, work procedures, activation, and structural analyses under the direction of EHNC.
Personnel costs are based upon average salary information provided by EHNC. Security, while reduced from operating levels, is maintained throughout the decommissioning for access control, material control, and to safeguard the spent fuel.
Staffing levels are assigned for each unit by sub-period and functional area. Economies of a multi-unit decommissioning are recognized by establishing a primary and a secondary staff level. The unit assigned the primary staff will include common supervisory positions and positions that may be shared across both units. The types of positions and staffing levels are adjusted based upon the type of activity occurring in each sub-period.
Security staffing levels have been increased since the prior estimate due to NRC requirements for the design basis threat for each nuclear site in the country. The staffing levels decrease from operating levels after TLG Services, LLC
 
Beaver Valley Power Station                                  Document E22-1783-001, Rev. 1 Decommissioning Cost Analysis                                    Section 3, Page 19 of 34 shutdown, but remain elevated until the spent fuel has been placed into dry storage in the ISFSI, or shipped off site to the DOE.
A profile of the staffing level for the two-unit decommissioning, including contractors and craft, is provided in Figures 3.1 and 3.2 for the DECON and SAFSTOR scenarios. Since the shutdowns of the two units are far apart, in the Integrated DECON scenario there will be a small peak around the time of Unit 1 shutdown, with a larger peak after Unit 2 shutdown, where the combined site then proceeds to decommissioning.
Utility staffing levels will gradually decrease after completing the removal of physical systems at each of the units.
Staffing levels and management support will vary based upon the amount and type of decommissioning work. Craft manpower levels decrease after systems removal and structures decontamination and drop substantially during the delay period and the license termination survey period.
However, craft staff levels increase again during the site restoration period due to the work associated with structures demolition.
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, 90Sr, 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.[36] Actual estimates are derived from the curie/gram values contained therein and adjusted for the different mass of the Beaver Valley components, projected operating life, and different periods of decay. Additional short-lived isotopes were derived from NUREG/CR-0130[37] and NUREG/CR-0672,[38] and benchmarked to the long-lived values from NUREG/CR-3474.
It is anticipated that there will be control element assemblies (CEAs) in the spent fuel pools at the cessation of operations, including those CEAs from the final core. This analysis assumes that the CEAs can be disposed of along with the spent fuel at no additional cost (in accordance with Appendix E of the Standard Contract [39]).
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Beaver Valley Power Station                                  Document E22-1783-001, Rev. 1 Decommissioning Cost Analysis                                      Section 3, Page 20 of 34 Neutron activation of the containment building structure is assumed to be confined to the biological shield adjacent to the reactor vessel and neutron shield tank.
3.6.4 General Transition Activities Existing warehouses are cleared of non-essential material and remain for use by EHNC and its subcontractors. The plants 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.
* Drain and collect acids, caustics, and other chemical stores for recycle and/or sale.
* Process operating waste inventories. Disposal of operating wastes (e.g., filtration media, resins) 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. EHNC 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.
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Beaver Valley Power Station                                Document E22-1783-001, Rev. 1 Decommissioning Cost Analysis                                      Section 3, Page 21 of 34 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 is 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.
Asbestos Asbestos waste in the form of valve and pump packing, gasket material as well as woven wire can be expected at the time of decommissioning.
There is no known asbestos lagging identified in either unit. There are no major abatement projects expected during decommissioning. The exact amount is currently unknown, since replacements will occur during plant operations; however for this study 2,000 cubic foot of asbestos containing material waste is assumed.
Energy For estimating purposes, the plant is assumed to be de-energized, with the exception of those facilities associated with spent fuel storage.
Replacement power costs are used to calculate the cost of energy consumed during decommissioning for tooling, lighting, ventilation, and essential services.
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.[40] The NRCs financial protection requirements are based on various reactor (and spent fuel) configurations.
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Beaver Valley Power Station                                  Document E22-1783-001, Rev. 1 Decommissioning Cost Analysis                                      Section 3, Page 22 of 34 EHNC Corporate Overhead A corporate support overhead cost has been included at a level commensurate with the existing Beaver Valley corporate support costs. For SAFSTOR, corporate A & G decreases during the dormancy periods and returns to higher levels during active decommissioning periods.
Site Non-Labor Overhead These estimates include costs for site non-labor overhead charges. These costs include telephones, copy machines, computers, IT infrastructure, office supplies, janitorial supplies, training expenses, etc. EHNC provided a site non-labor overhead allowance to address these costs.
Taxes Property taxes are included for all decommissioning periods. EHNC provided their 2019 property tax payments, which were escalated to 2020 dollars; these were assumed to continue for the first year following final shutdown. Beginning in the second year of decommissioning, the site incurs a minimum property tax payment of $1 million per year; this level is maintained for the balance of the decommissioning program.
NRC Fees These estimates include charges from the NRC to support the Beaver Valley decommissioning program. Charges are included for the yearly licenses held by EHNC for the Part 50 licenses, as well as engineering support charges by the NRC to review activities at the site. The Part 50 license fee for a reactor in a decommissioning or possession-only status and which has spent fuel onsite is $188 thousand per year. The hourly rate for NRC review is $279.00. The level of effort of NRC participation is commensurate with the decommissioning alternative and schedule.
Emergency Planning Fees These estimates include costs for emergency planning support activities.
There are three separate civil emergency planning organizations assumed to be supporting EHNC during the decommissioning program. The Federal Emergency Management Agency (FEMA) yearly fees are estimated for the site from shutdown until approximately 12 months after TLG Services, LLC
 
Beaver Valley Power Station                                Document E22-1783-001, Rev. 1 Decommissioning Cost Analysis                                    Section 3, Page 23 of 34 each units shutdown, after which the FEMA fees are assumed to be eliminated. The fee is divided equally between each unit.
The combined Pennsylvania, Ohio, and West Virginia emergency management yearly fees are estimated for the site from shutdown until the end of spent fuel pool operations, after which these state emergency agency fees are also assumed to be eliminated. The fee is divided equally between each unit.
The combined Beaver, Hancock, and Columbiana counties emergency agency fees, plus the Joint Information Center support costs, are included in the estimate; these fees continue until the spent fuel has been removed from the site, assumed to be by the year 2082.
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.
3.7 COST ESTIMATE
 
==SUMMARY==
 
A schedule of expenditures for each scenario and each unit is provided in Tables 3.1 through 3.4. Decommissioning costs are reported in the year of projected expenditure; however, the values are provided in thousands of 2020 dollars.
Costs are not inflated, escalated, or discounted over the period of expenditure.
The annual expenditures are based upon the detailed activity costs reported in Appendices C and D, along with the schedules discussed in Section 4.
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Beaver Valley Power Station                              Document E22-1783-001, Rev. 1 Decommissioning Cost Analysis                                  Section 3, Page 24 of 34 TABLE 3.1 INTEGRATED DECON ALTERNATIVE - UNIT 1 TOTAL ANNUAL EXPENDITURES (thousands, 2020 dollars)
Equipment &
Year      Labor      Materials    Energy      Burial    Other        Total 2036      37,837          4,885      3,687        725    16,114        63,248 2037      32,721        14,373      2,646      4,735    24,571        79,045 2038      13,498          2,550        796          18    6,652        23,514 2039      13,272          1,875        796          18    6,652        22,613 2040      20,045        22,087        798          18    6,671        49,619 2041      21,483        49,391        428            8    2,977        74,287 2042        4,750          1,019        398            7    2,683          8,857 2043        4,750          1,019        398            7    2,683          8,857 2044        4,762          1,020        399            7    2,690          8,879 2045      12,018          1,073      1,144          14    2,950        17,199 2046      42,654          4,765      3,981          39    4,065        55,504 2047      58,071        20,617      3,842      27,300    10,137      119,967 2048      59,890        23,769      3,758      38,009    12,490      137,916 2049      39,434          9,606      2,986      16,001    10,139        78,167 2050      39,242          9,558      2,970      15,914    10,100        77,783 2051        4,286            816          0            7    3,022          8,131 2052        4,542            830          7            8    3,033          8,419 2053      28,680          4,316        696          24    3,261        36,977 2054      12,363          9,175        398            0    2,780        24,716 2055        9,881          7,538        298            0    2,507        20,223 2056        1,850            676          0            0    1,701          4,227 2057        1,846            676          0            0    1,696          4,218 2058        1,846            676          0            0    1,696          4,218 2059        1,846            676          0            0    1,696          4,218 2060        1,850            676          0            0    1,701          4,227 2061        1,846            676          0            0    1,696          4,218 2062        1,846            676          0            0    1,696          4,218 2063        1,846            676          0            0    1,696          4,218 2064        1,738            338          0            0    1,701          3,776 2065        1,733            338          0            0    1,696          3,767 TLG Services, LLC
 
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INTEGRATED DECON ALTERNATIVE - UNIT 1 TOTAL ANNUAL EXPENDITURES (thousands, 2020 dollars)
Equipment &
Year      Labor      Materials    Energy      Burial    Other        Total 2066        1,733            338          0          0    1,696          3,767 2067        1,733            338          0          0    1,696          3,767 2068        1,738            338          0          0    1,701          3,776 2069        1,733            338          0          0    1,696          3,767 2070        1,733            338          0          0    1,696          3,767 2071        1,733            338          0          0    1,696          3,767 2072        1,738            338          0          0    1,701          3,776 2073        1,733            338          0          0    1,696          3,767 2074        1,733            338          0          0    1,696          3,767 2075        1,621              0          0          0    1,696          3,317 2076        1,625              0          0          0    1,701          3,326 2077        1,621              0          0          0    1,696          3,317 2078        1,621              0          0          0    1,696          3,317 2079        1,621              0          0          0    1,696          3,317 2080        1,625              0          0          0    1,701          3,326 2081        1,621          1,469          0          0    10,563        13,652 2082        1,961            929        42      1,715    3,741          8,389 Total    511,347        201,800    30,467    104,574  192,917      1,041,106 TLG Services, LLC
 
Beaver Valley Power Station                              Document E22-1783-001, Rev. 1 Decommissioning Cost Analysis                                Section 3, Page 26 of 34 TABLE 3.2 INTEGRATED DECON ALTERNATIVE - UNIT 2 TOTAL ANNUAL EXPENDITURES (thousands, 2020 dollars)
Equipment &
Year      Labor      Materials    Energy      Burial    Other        Total 2047      30,699          3,399      2,389          25    15,675        52,186 2048      58,645        13,587      5,991      6,551    18,382      103,156 2049      72,748        25,712      3,782      30,327    14,101      146,669 2050      69,348        20,531      3,485      25,399    13,581      132,345 2051      70,136        31,342      2,986      17,103    12,706      134,273 2052      64,308        52,846      2,148      11,422      9,346      140,069 2053      33,240          5,022        696          24    3,659        42,641 2054      16,682        12,314        398            0    4,344        33,737 2055      13,228          9,380        298            0    3,727        26,633 2056        2,989            676          0            0    1,902          5,566 2057        2,981            676          0            0    1,897          5,554 2058        2,981            676          0            0    1,897          5,554 2059        2,981            676          0            0    1,897          5,554 2060        2,989            676          0            0    1,902          5,566 2061        2,981            676          0            0    1,897          5,554 2062        2,981            676          0            0    1,897          5,554 2063        2,981            676          0            0    1,897          5,554 2064        2,989            676          0            0    1,902          5,566 2065        2,981            676          0            0    1,897          5,554 2066        2,981            676          0            0    1,897          5,554 2067        2,981            676          0            0    1,897          5,554 2068        2,989            676          0            0    1,902          5,566 2069        2,981            676          0            0    1,897          5,554 2070        2,981            676          0            0    1,897          5,554 2071        2,981            676          0            0    1,897          5,554 2072        2,876            338          0            0    1,902          5,116 2073        2,869            338          0            0    1,897          5,103 2074        2,869            338          0            0    1,897          5,103 2075        2,869            338          0            0    1,897          5,103 2076        2,876            338          0            0    1,902          5,116 2077        2,869            338          0            0    1,897          5,103 TLG Services, LLC
 
Beaver Valley Power Station                              Document E22-1783-001, Rev. 1 Decommissioning Cost Analysis                                Section 3, Page 27 of 34 TABLE 3.2 (continued)
INTEGRATED DECON ALTERNATIVE - UNIT 2 TOTAL ANNUAL EXPENDITURES (thousands, 2020 dollars)
Equipment &
Year      Labor      Materials    Energy      Burial    Other        Total 2078        2,869            338          0          0    1,897          5,103 2079        2,869            338          0          0    1,897          5,103 2080        2,876            338          0          0    1,902          5,116 2081        2,869          1,807          0          0    10,760        15,436 2082        1,961            795        42      1,715    3,741          8,255 Total    507,439        190,585    22,215      92,567  157,472      970,278 TLG Services, LLC
 
Beaver Valley Power Station                              Document E22-1783-001, Rev. 1 Decommissioning Cost Analysis                                Section 3, Page 28 of 34 TABLE 3.3 SAFSTOR ALTERNATIVE - UNIT 1 TOTAL ANNUAL EXPENDITURES (thousands, 2020 dollars)
Equipment &
Year      Labor      Materials    Energy      Burial    Other        Total 2036      29,078          4,826      3,687        721    16,113        54,424 2037      24,943        11,058      2,646      2,147    24,324        65,118 2038        8,239          2,518        796          15    6,652        18,221 2039        8,014          1,842        796          15    6,652        17,320 2040      14,772        22,055        798          15    6,670        44,311 2041      20,596        49,395        428            8    2,448        72,876 2042        4,212          1,026        398            8    2,112          7,756 2043        4,212          1,026        398            8    2,112          7,756 2044        4,223          1,027        399            8    2,118          7,774 2045        4,099            688        398            8    2,112          7,305 2046        4,212          1,026        398            8    2,112          7,756 2047        4,212          1,026        398            8    2,112          7,756 2048        4,223          1,027        399            8    2,118          7,774 2049        4,212          1,026        398            8    2,112          7,756 2050        4,212          1,026        398            8    2,112          7,756 2051        4,212          1,026        398            8    2,112          7,756 2052        4,223          1,027        399            8    2,118          7,774 2053        4,212          1,026        398            8    2,112          7,756 2054        3,987            350        398            8    2,112          6,855 2055        4,212          1,026        398            8    2,112          7,756 2056        4,223          1,027        399            8    2,118          7,774 2057        4,212          1,026        398            8    2,112          7,756 2058        4,212          1,026        398            8    2,112          7,756 2059        4,212          1,026        398            8    2,112          7,756 2060        4,223          1,027        399            8    2,118          7,774 2061        4,212          1,026        398            8    2,112          7,756 2062        4,212          1,026        398            8    2,112          7,756 2063        4,212          1,026        398            8    2,112          7,756 2064        4,110            689        399            8    2,118          7,324 2065        4,099            688        398            8    2,112          7,305 TLG Services, LLC
 
Beaver Valley Power Station                              Document E22-1783-001, Rev. 1 Decommissioning Cost Analysis                                Section 3, Page 29 of 34 TABLE 3.3 (continued)
SAFSTOR ALTERNATIVE - UNIT 1 TOTAL ANNUAL EXPENDITURES (thousands, 2020 dollars)
Equipment &
Year      Labor      Materials    Energy      Burial    Other        Total 2066        4,099            688        398            8    2,112          7,305 2067        4,099            688        398            8    2,112          7,305 2068        4,110            689        399            8    2,118          7,324 2069        4,099            688        398            8    2,112          7,305 2070        4,099            688        398            8    2,112          7,305 2071        4,099            688        398            8    2,112          7,305 2072        4,110            689        399            8    2,118          7,324 2073        4,099            688        398            8    2,112          7,305 2074        4,099            688        398            8    2,112          7,305 2075        3,987            350        398            8    2,112          6,855 2076        3,998            351        399            8    2,118          6,874 2077        3,987            350        398            8    2,112          6,855 2078        3,987            350        398            8    2,112          6,855 2079        3,987            350        398            8    2,112          6,855 2080        3,998            351        399            8    2,118          6,874 2081        3,987            350        398            8    2,112          6,855 2082          638            338        398            7    1,470          2,851 2083          638            338        398            7    1,470          2,851 2084          640            339        399            7    1,474          2,859 2085          638            338        398            7    1,470          2,851 2086          638            338        398            7    1,470          2,851 2087          638            338        398            7    1,470          2,851 2088        6,978            649        988          12    1,790        10,418 2089      41,216          3,740      3,981          38    3,455        52,431 2090      57,797        22,026      3,848      28,111    14,064      125,846 2091      54,083        21,927      3,551      34,629    17,206      131,395 2092      37,564          9,033      2,994      17,010    12,577        79,178 2093      24,797          5,923      1,947      11,064      8,905        52,636 2094        1,065            141          0            7    2,088          3,301 2095      21,806          1,251        541          24    2,186        25,809 TLG Services, LLC
 
Beaver Valley Power Station                              Document E22-1783-001, Rev. 1 Decommissioning Cost Analysis                                Section 3, Page 30 of 34 TABLE 3.3 (continued)
SAFSTOR ALTERNATIVE - UNIT 1 TOTAL ANNUAL EXPENDITURES (thousands, 2020 dollars)
Equipment &
Year      Labor      Materials    Energy      Burial    Other        Total 2096      14,270          9,096        430          2    2,267        26,065 2097      12,793          9,676        398          0    2,263        25,130 2098          175            133          5          0        31          344 Total    547,455        208,896    46,161      94,180  223,050      1,119,741 TLG Services, LLC
 
Beaver Valley Power Station                              Document E22-1783-001, Rev. 1 Decommissioning Cost Analysis                                  Section 3, Page 31 of 34 TABLE 3.4 SAFSTOR ALTERNATIVE - UNIT 2 TOTAL ANNUAL EXPENDITURES (thousands, 2020 dollars)
Equipment &
Year      Labor      Materials    Energy      Burial    Other        Total 2047      25,885          3,441      2,389          470    10,993        43,177 2048      44,528          9,297      3,687        2,413    23,310        83,234 2049      18,311          2,561        796          18    6,788        28,474 2050      18,311          2,561        796          18    6,788        28,474 2051      24,823        22,096        796          18    6,788        54,521 2052      25,395        45,583        558          12    3,989        75,537 2053        5,684          1,036        398            8    2,113          9,239 2054        5,684          1,036        398            8    2,113          9,239 2055        5,684          1,036        398            8    2,113          9,239 2056        5,699          1,037        399            8    2,119          9,262 2057        5,684          1,036        398            8    2,113          9,239 2058        5,684          1,036        398            8    2,113          9,239 2059        5,684          1,036        398            8    2,113          9,239 2060        5,699          1,037        399            8    2,119          9,262 2061        5,684          1,036        398            8    2,113          9,239 2062        5,684          1,036        398            8    2,113          9,239 2063        5,684          1,036        398            8    2,113          9,239 2064        5,699          1,037        399            8    2,119          9,262 2065        5,684          1,036        398            8    2,113          9,239 2066        5,684          1,036        398            8    2,113          9,239 2067        5,684          1,036        398            8    2,113          9,239 2068        5,699          1,037        399            8    2,119          9,262 2069        5,684          1,036        398            8    2,113          9,239 2070        5,684          1,036        398            8    2,113          9,239 2071        5,684          1,036        398            8    2,113          9,239 2072        5,586            699        399            8    2,119          8,812 2073        5,571            698        398            8    2,113          8,789 2074        5,571            698        398            8    2,113          8,789 2075        5,571            698        398            8    2,113          8,789 2076        5,586            699        399            8    2,119          8,812 TLG Services, LLC
 
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SAFSTOR ALTERNATIVE - UNIT 2 TOTAL ANNUAL EXPENDITURES (thousands, 2020 dollars)
Equipment &
Year      Labor      Materials    Energy      Burial    Other        Total 2077        5,571            698        398            8    2,113          8,789 2078        5,571            698        398            8    2,113          8,789 2079        5,571            698        398            8    2,113          8,789 2080        5,586            699        399            8    2,119          8,812 2081        5,571            698        398            8    2,113          8,789 2082        2,949            354        398            7    1,281          4,990 2083        2,949            354        398            7    1,281          4,990 2084        2,957            355        399            7    1,284          5,003 2085        2,949            354        398            7    1,281          4,990 2086        2,949            354        398            7    1,281          4,990 2087        2,949            354        398            7    1,281          4,990 2088        2,957            355        399            7    1,284          5,003 2089        9,797            908      1,478          16    1,619        13,818 2090      27,780          4,191      3,981          36    2,622        38,610 2091      57,587          23,332      3,820      32,155    14,963        131,858 2092      55,228          17,270      3,391      26,117    13,521        115,527 2093      46,746          7,775      2,986      12,464      9,243        79,213 2094      46,746          7,775      2,986      12,464      9,243        79,213 2095      38,015          3,774      1,498      4,017      4,321        51,626 2096      16,672          11,435        430            2    3,634        32,174 2097      15,196          12,192        398            0    3,759        31,545 2098          208            167          5            0        51          432 Total    655,702        203,511    44,339      90,500    191,931      1,185,983 TLG Services, LLC
 
Beaver Valley Power Station                Document E22-1783-001, Rev. 1 Decommissioning Cost Analysis                    Section 3, Page 33 of 34 FIGURE 3.1 BEAVER VALLEY MANPOWER LEVELS INTEGRATED DECON ALTERNATIVE TLG Services, LLC
 
Beaver Valley Power Station                    Document E22-1783-001, Rev. 1 Decommissioning Cost Analysis                        Section 3, Page 34 of 34 FIGURE 3.2 BEAVER VALLEY MANPOWER LEVELS SAFSTOR ALTERNATIVE TLG Services, LLC
 
Beaver Valley Power Station                                  Document E22-1783-001, Rev. 1 Decommissioning Cost Analysis                                        Section 4, Page 1 of 7
: 4. SCHEDULE ESTIMATE The schedules for the decommissioning scenarios considered in this analysis 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 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 four and one-half years of each units shutdown. 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.[41]
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 buildings are isolated until such time that all spent fuel has been discharged from the spent fuel pools to an appropriate disposal facility or to the ISFSI. Decontamination and dismantling of the storage pools is initiated once the transfer of spent fuel is complete (DECON option).
* All work (except vessel and internals removal) is performed during an 8-hour workday, 5 days per week, with no overtime.
* 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.
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Beaver Valley Power Station                                  Document E22-1783-001, Rev. 1 Decommissioning Cost Analysis                                        Section 4, Page 2 of 7
* For plant systems removal, the systems with the longest removal durations in areas on the critical path are considered to determine the duration of the activity.
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 buildings for final decontamination.
Project timelines are provided in Figures 4.2 and 4.3, with milestone dates based on the anticipated shutdown dates. The fuel pools are emptied approximately four and one-half years after shutdown, while ISFSI operations continue until all spent fuel has been transferred to an appropriate disposal facility. Deferred decommissioning in the SAFSTOR scenarios are assumed to commence so that the operating licenses are terminated within a 60-year period from the cessation of Unit 1 plant operations.
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Beaver Valley Power Station                  Document E22-1783-001, Rev. 1 Decommissioning Cost Analysis                      Section 4, Page 3 of 7 FIGURE 4.1 ACTIVITY SCHEDULE -INTEGRATED DECON TLG Services, LLC
 
Beaver Valley Power Station                          Document E22-1783-001, Rev. 1 Decommissioning Cost Analysis                              Section 4, Page 4 of 7 FIGURE 4.1 (continued)
ACTIVITY SCHEDULE -INTEGRATED DECON TLG Services, LLC
 
Beaver Valley Power Station                                    Document E22-1783-001, Rev. 1 Decommissioning Cost Analysis                                            Section 4, Page 5 of 7 FIGURE 4.1 (continued)
ACTIVITY SCHEDULE -INTEGRATED DECON LEGEND
: 1. Red scheduling bars indicate critical path activities
: 2. Blue scheduling bars associated with major decommissioning periods, e.g., Period 1a, indicate overall duration of that period
: 3. Diamond symbols indicate major milestones TLG Services, LLC
 
Beaver Valley Power Station                      Document E22-1783-001, Rev. 1 Decommissioning Cost Analysis                          Section 4, Page 6 of 7 FIGURE 4.2 DECOMMISSIONING TIMELINE INTEGRATED DECON (not to scale)
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Beaver Valley Power Station                    Document E22-1783-001, Rev. 1 Decommissioning Cost Analysis                          Section 4, Page 7 of 7 FIGURE 4.3 DECOMMISSIONING TIMELINE SAFSTOR (not to scale)
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Beaver Valley Power Station                                Document E22-1783-001, Rev. 1 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,[42] 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 containers.
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.
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Beaver Valley Power Station                                Document E22-1783-001, Rev. 1 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.
Material that is considered potentially contaminated when removed from the radiological controlled area is sent to processing facilities in Tennessee for conditioning. Heavily contaminated components and activated materials are routed for controlled disposal. The disposal volumes reported in the tables reflect the savings resulting from reprocessing and recycling.
For purposes of constructing the estimates, the current cost for disposal at EnergySolutions facility in Clive, Utah was used for a majority of the radioactive waste produced from the decommissioning activities. A common rate was used for containerized waste and large components. Demolition debris including miscellaneous steel, scaffolding, and concrete was disposed of at a bulk rate. The decommissioning waste stream also included resins and dry active waste.
Since EnergySolutions is not currently able to receive the more highly radioactive components generated in the decontamination and dismantling of the reactor, disposal costs for the Class B and C material were based upon preliminary information from WCS on the cost at the Andrews County, Texas facility.
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Beaver Valley Power Station                                    Document E22-1783-001, Rev. 1 Decommissioning Cost Analysis                                          Section 5, Page 3 of 6 FIGURE 5.1 RADIOACTIVE WASTE DISPOSITION DAW Resin / Filters (Class A)
Direct Burial EnergySolutions Containerized Clive, Utah Waste Decommissioning                        Bulk Waste Low-Level Radioactive Waste              (Contaminated Soil Streams                          and Concrete)
Reactor Waste (Class A)
Duratek Metal Processing Oak Ridge, TN Reactor Waste (Classes B/C)
Waste Control Specialists Andrews County, Resin                          Texas NSSS Decontamination (Class B/C)
Reactor Waste                  Geologic Disposal (Class GTCC)                  Federal Facility TLG Services, LLC
 
Beaver Valley Power Station                                Document E22-1783-001, Rev. 1 Decommissioning Cost Analysis                                    Section 5, Page 4 of 6 FIGURE 5.2 DECOMMISSIONING WASTE DESTINATIONS RADIOLOGICAL Beaver Valley Power Station EnergySolutions Clive, UT Duratek Oak Ridge, TN Waste Control Specialists Andrews County, TX The figure indicates the destinations for the low-level radioactive waste designated for direct disposal (Clive, Utah) and processing/recovery (Oak Ridge, Tennessee).
Disposition of the Class B and C low-level radioactive waste will be at the Waste Control Specialists site in Andrews County, Texas.
Disposal options (and destinations) for GTCC are still being evaluated.
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==SUMMARY==
 
Waste Volume          Weight Waste                Cost Basis      Class [1]  (cubic feet)        (pounds)
Low-Level Radioactive        EnergySolutions A            161,885        12,492,872 Waste (near-surface            Containerized disposal)                    EnergySolutions A            588,014        25,215,278 Bulk WCS              B                2,480        266,793 WCS              C                  898        130,371 Greater than Class C            Spent Fuel GTCC                2,660        543,589 (geologic repository)            Equivalent Total [2]                                                          755,936        38,648,902 Processed/Conditioned            Recycling A            636,155        26,697,140 (off-site recycling center)      Vendors Scrap Metal                                                                      155,338,000
[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.
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==SUMMARY==
 
Waste Volume          Weight Waste                Cost Basis      Class [1]  (cubic feet)        (pounds)
Low-Level Radioactive        EnergySolutions A
Waste (near-surface            Containerized                      139,218        10,629,674 disposal)                    EnergySolutions A
Bulk                          580,150        24,761,898 WCS              B                1,127        111,789 WCS              C                  898        130,371 Greater than Class C            Spent Fuel GTCC                2,660        543,589 (geologic repository)            Equivalent Total [2]                                                          724,052        36,177,320 Processed/Conditioned            Recycling A            663,073        27,833,560 (off-site recycling center)      Vendors Scrap Metal                                                                      156,052,000
[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.
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Beaver Valley Power Station                              Document E22-1783-001, Rev. 1 Decommissioning Cost Analysis                                    Section 6, Page 1 of 5
: 6. RESULTS The analysis to estimate the costs to decommission Beaver Valley relied upon the site-specific, technical information provided by EHNC. While not an engineering study, the estimates provide the owner 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 spent fuel pools for a minimum of four and one-half years following the cessation of each units operations for continued cooling of the assemblies.
The cost projected to promptly decommission the station (Integrated DECON),
dismantle the structures, and manage the spent fuel is shown in Table 6.1. The majority of the cost (approximately 66.5%) is associated with the physical decontamination and dismantling of the nuclear plant so that the operating licenses can be terminated. Another 26.8% is associated with the management, interim storage, and eventual transfer of the spent fuel. The remaining 6.7% is for the demolition of the designated structures and limited restoration of the site.
The cost projected for deferred decommissioning (SAFSTOR) is shown in Table 6.2.
The majority of this cost (approximately 69.8%) 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 24.4% is associated with the management, interim storage, and eventual transfer of the spent fuel. The remaining 5.8% 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. This analysis assumes that EHNC will oversee the decommissioning program using a DOC to manage the decommissioning labor force and the associated subcontractors. The size and composition of the management organization varies with the decommissioning phase and associated site activities. However, once the operating licenses are amended or terminated, the staff is substantially reduced for the conventional TLG Services, LLC
 
Beaver Valley Power Station                                Document E22-1783-001, Rev. 1 Decommissioning Cost Analysis                                        Section 6, Page 2 of 5 demolition and restoration of the site, and the long-term care of the spent fuel (for the DECON alternative).
As described in this report, the spent fuel pools will remain operational for a minimum of four and one-half years following the cessation of each units operations.
The pools will be isolated and independent spent fuel islands created. This will allow decommissioning operations to proceed in and around the pool areas. Over the four and one-half year period, the spent fuel will be either shipped to DOE or 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 majority of the low-level radioactive material requiring controlled disposal is at the EnergySolutions 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.
A significant portion of the metallic waste is designated for additional processing and treatment at an off-site facility. Processing reduces the volume of material requiring controlled disposal through such techniques and processes as survey and sorting, decontamination, and volume reduction. The material that cannot be unconditionally released is packaged for controlled disposal at one of the currently operating facilities.
The cost identified in the summary tables for processing is all-inclusive, incorporating the ultimate disposition of the material.
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. The methods employed in decontamination and dismantling are generally destructive and indiscriminate in inflicting collateral damage. 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 licenses.
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 general expense, i.e., 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.
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Beaver Valley Power Station                              Document E22-1783-001, Rev. 1 Decommissioning Cost Analysis                                      Section 6, Page 3 of 5 Decontamination is used to reduce the plants radiation fields and minimize worker exposure. Slightly contaminated material or material located within a contaminated area is sent to an off-site processing center; this analysis does not assume that contaminated plant components and equipment can be decontaminated for uncontrolled release in-situ. Centralized processing centers have proven to be a more economical means of handling the large volumes of material produced in the dismantling of a nuclear plant.
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.
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Beaver Valley Power Station                                        Document E22-1783-001, Rev. 1 Decommissioning Cost Analysis                                                Section 6, Page 4 of 5 TABLE 6.1 INTEGRATED DECON ALTERNATIVE DECOMMISSIONING COST ELEMENTS (thousands of 2020 dollars)
Cost Element                                          Total          Percentage Decontamination                                          35,303                1.8 Removal                                                  279,450              13.9 Packaging                                                49,420                2.5 Transportation                                            39,521                2.0 Waste Disposal                                          149,099                7.4 Off-site Waste Processing                                69,653                3.5 Program Management [1]                                  539,585              26.8 Site Security                                            201,204              10.0 Spent Fuel Pool Isolation                                24,294                1.2 Spent Fuel Management [2]                                333,837              16.6 Insurance and Regulatory Fees                            52,111                2.6 Energy                                                    52,682                2.6 Characterization and Licensing Surveys                    52,472                2.6 Property Taxes                                            44,024                2.2 Miscellaneous                                            18,493                0.9 Corporate A&G                                            70,235                3.5 Total [3]                                              2,011,383            100.0 Cost Element                                            Total          Percentage License Termination                                    1,338,312              66.5 Spent Fuel Management                                    539,007              26.8 Site Restoration                                          134,065                6.7 Total [3]                                              2,011,383            100.00
[1] Includes engineering costs
[2] Excludes program management costs (staffing) but includes costs for spent fuel loading/transfer costs/spent fuel pool O&M and EP fees
[3] Columns may not add due to rounding TLG Services, LLC
 
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Cost Element                                          Total          Percentage Decontamination                                          34,577                1.5 Removal                                                  285,382              12.4 Packaging                                                38,867                1.7 Transportation                                            36,295                1.6 Waste Disposal                                          133,018                5.8 Off-site Waste Processing                                73,273                3.2 Program Management [1]                                  694,742              30.1 Site Security                                            232,784              10.1 Spent Fuel Pool Isolation                                24,294                1.1 Spent Fuel Management [2]                                321,263              13.9 Insurance and Regulatory Fees                            100,595                4.4 Energy                                                    90,500                3.9 Characterization and Licensing Surveys                    53,562                2.3 Property Taxes                                            59,269                2.6 Miscellaneous                                            41,279                1.8 Corporate A&G                                            86,024                3.7 Total [3]                                              2,305,724            100.0 Cost Element                                          Total          Percentage License Termination                                    1,609,028              69.8 Spent Fuel Management                                    562,030              24.4 Site Restoration                                        134,666                5.8 Total [3]                                              2,305,724          100.00
[1] Includes engineering costs
[2] Excludes program management costs (staffing) but includes costs for spent fuel loading/transfer costs/spent fuel pool O&M and EP fees
[3] Columns may not add due to rounding TLG Services, LLC
 
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: 1. Decommissioning Cost Analysis for the Beaver Valley Power Station, TLG Services Document No. F07-1696-001, Rev. 0, December 2014 [Open]
: 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
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: 5. U.S. Code of Federal Regulations, Title 10, Parts 20 and 50, Entombment Options for Power Reactors, Advance Notice of Proposed Rulemaking, 66 Fed. Reg. 52551, October 16, 2001 [Open]
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: 7. 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]
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: 9. Charter of the Blue Ribbon Commission on Americas Nuclear Future, Objectives and Scope of Activities, 2010 [Open]
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: 7. REFERENCES (continued)
: 13. U.S. Code of Federal Regulations, Title 10, Part 961.11, Article IV -
Responsibilities of the Parties, B. DOE Responsibilities, 5.(a)  DOE shall issue an annual acceptance priority ranking for receipt of SNF and or HLW as calculated from the date of discharge of such materials for the civilian nuclear power reactor. The oldest fuel or waste will have the highest priority for acceptance [Open]
: 14. U.S. Code of Federal Regulations, Title 10, Part 50, Domestic Licensing of Production and Utilization Facilities, Subpart 54 (bb), Conditions of Licenses
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: 18. U.S. Code of Federal Regulations, Title 10, Part 61, Licensing Requirements for Land Disposal of Radioactive Waste [Open]
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: 21. Establishment of Cleanup Levels for CERCLA Sites with Radioactive Contamination, EPA Memorandum OSWER No. 9200.4-18, August 22, 1997
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: 22. Maximum contaminant levels for radionuclides, U.S. Code of Federal Regulations, Title 40, Part 141.66, [Open]
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: 38. 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 Report] [Open Appendices]
: 39. Standard Contract for Disposal of Spent Nuclear Fuel and/or High-Level Radioactive Waste, U.S. Department of Energy, Title 10 of the Code of Federal Regulations, Part 961 [Open]
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: 42. Atomic Energy Act of 1954, (68 Stat. 919) [Open]
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Beaver Valley Power Station                  Document E22-1783-001, Rev. 1 Decommissioning Cost Analysis                      Appendix A, Page 1 of 4 APPENDIX A UNIT COST FACTOR DEVELOPMENT TLG Services, LLC
 
Beaver Valley Power Station                                                      Document E22-1783-001, Rev. 1 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 (37.1% 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, LLC
 
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: 3.      LABOR REQUIRED Duration          Rate Crew                                        Number                (hours)          ($/hr)              Cost Laborers                                      3.00              11.217            $50.07          $1,684.91 Craftsmen                                      2.00              11.217            $75.12          $1,685.24 Foreman                                        1.00              11.217            $81.55            $ 914.75 General Foreman                                0.25              11.217            $83.91            $235.30 Fire Watch                                    0.05              11.217            $50.07              $28.08 Health Physics Technician                      1.00              11.217            $77.82            $872.91 Total Labor Cost                                                                                    $5,421.19
: 4.      EQUIPMENT & CONSUMABLES COSTS Equipment Costs                                                                                            none Consumables/Materials Costs
  -Universal Sorbent 50 @ $0.68 sq. ft. {1}                                                              $34.00
  -Tarpaulins (7.5 mils, oil resistant, fire retardant) 50 @ $0.52/sq. ft. {2}                          $26.00
  -Gas torch consumables 1 @ $22.69/hr. x 1 hr. {3}                                                      $22.69 Subtotal cost of equipment and materials                                                                $82.69 Overhead & profit on equipment and materials @ 16.00 %                                                  $13.23 Total costs, equipment & material                                                                        $95.92 TOTAL COST:
Removal of contaminated heat exchanger <3000 pounds:                                          $5,517.11 Total labor cost:                                                                                    $5,421.19 Total equipment/material costs:                                                                          $95.92 Total craft labor man-hours required per unit:                                                            81.88 TLG Services, LLC
 
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: 5. NOTES AND REFERENCES Work difficulty factors were developed in conjunction with the Atomic Industrial Forums (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,"
AIF/NESP-036, May 1986.
References for equipment & consumables costs:
: 1. www.mcmaster.com online catalog, McMaster Carr Spill Control (7193T88)
: 2. R.S. Means (2020) Division 01 56, Section 13.60-0600, page 23
: 3. R.S. Means (2020) Division 01 54 33, Section 40-6360, page 736 Material and consumable costs were adjusted using the regional indices for Pittsburgh, Pennsylvania.
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Beaver Valley Power Station                        Document E22-1783-001, Rev. 1 Decommissioning Cost Analysis                          Appendix B, Page 1 of 7 APPENDIX B UNIT COST FACTOR LISTING (DECON: Power Block Structures Only)
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Beaver Valley Power Station                                                      Document E22-1783-001, Rev. 1 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                                                    0.58 Removal of clean pipe 0.25 to 2 inches diameter, $/linear foot                                                    6.08 Removal of clean pipe >2 to 4 inches diameter, $/linear foot                                                      8.86 Removal of clean pipe >4 to 8 inches diameter, $/linear foot                                                      17.74 Removal of clean pipe >8 to 14 inches diameter, $/linear foot                                                    33.71 Removal of clean pipe >14 to 20 inches diameter, $/linear foot                                                    43.92 Removal of clean pipe >20 to 36 inches diameter, $/linear foot                                                    64.60 Removal of clean pipe >36 inches diameter, $/linear foot                                                          76.71 Removal of clean valve >2 to 4 inches                                                                          117.64 Removal of clean valve >4 to 8 inches                                                                          177.42 Removal of clean valve >8 to 14 inches                                                                          337.09 Removal of clean valve >14 to 20 inches                                                                        439.19 Removal of clean valve >20 to 36 inches                                                                        645.96 Removal of clean valve >36 inches                                                                              767.08 Removal of clean pipe hanger for small bore piping                                                                40.44 Removal of clean pipe hanger for large bore piping                                                              139.27 Removal of clean pump, <300 pound                                                                              301.15 Removal of clean pump, 300-1000 pound                                                                          843.92 Removal of clean pump, 1000-10,000 pound                                                                    3,307.45 Removal of clean pump, >10,000 pound                                                                        6,402.97 Removal of clean pump motor, 300-1000 pound                                                                    352.01 Removal of clean pump motor, 1000-10,000 pound                                                              1,373.24 Removal of clean pump motor, >10,000 pound                                                                  3,089.79 Removal of clean heat exchanger <3000 pound                                                                  1,783.28 Removal of clean heat exchanger >3000 pound                                                                  4,497.85 Removal of clean feedwater heater/deaerator                                                                12,628.25 Removal of clean moisture separator/reheater                                                                25,894.42 Removal of clean tank, <300 gallons                                                                            387.18 Removal of clean tank, 300-3000 gallon                                                                      1,217.26 Removal of clean tank, >3000 gallons, $/square foot surface area                                                  10.38 TLG Services, LLC
 
Beaver Valley Power Station                                                      Document E22-1783-001, Rev. 1 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                                                              162.42 Removal of clean electrical equipment, 300-1000 pound                                                          573.13 Removal of clean electrical equipment, 1000-10,000 pound                                                    1,146.25 Removal of clean electrical equipment, >10,000 pound                                                        2,752.67 Removal of clean electrical transformer < 30 tons                                                            1,911.71 Removal of clean electrical transformer > 30 tons                                                            5,505.35 Removal of clean standby diesel generator, <100 kW                                                          1,952.64 Removal of clean standby diesel generator, 100 kW to 1 MW                                                    4,358.40 Removal of clean standby diesel generator, >1 MW                                                            9,022.79 Removal of clean electrical cable tray, $/linear foot                                                            15.33 Removal of clean electrical conduit, $/linear foot                                                                6.70 Removal of clean mechanical equipment, <300 pound                                                              162.42 Removal of clean mechanical equipment, 300-1000 pound                                                          573.13 Removal of clean mechanical equipment, 1000-10,000 pound                                                    1,146.25 Removal of clean mechanical equipment, >10,000 pound                                                        2,752.67 Removal of clean HVAC equipment, <300 pound                                                                    196.39 Removal of clean HVAC equipment, 300-1000 pound                                                                688.66 Removal of clean HVAC equipment, 1000-10,000 pound                                                          1,372.48 Removal of clean HVAC equipment, >10,000 pound                                                              2,752.67 Removal of clean HVAC ductwork, $/pound                                                                            0.61 Removal of contaminated instrument and sampling tubing, $/linear foot                                              1.97 Removal of contaminated pipe 0.25 to 2 inches diameter, $/linear foot                                            27.11 Removal of contaminated pipe >2 to 4 inches diameter, $/linear foot                                              46.29 Removal of contaminated pipe >4 to 8 inches diameter, $/linear foot                                              75.63 Removal of contaminated pipe >8 to 14 inches diameter, $/linear foot                                            145.02 Removal of contaminated pipe >14 to 20 inches diameter, $/linear foot                                          174.01 Removal of contaminated pipe >20 to 36 inches diameter, $/linear foot                                          240.26 Removal of contaminated pipe >36 inches diameter, $/linear foot                                                283.66 Removal of contaminated valve >2 to 4 inches                                                                    573.81 Removal of contaminated valve >4 to 8 inches                                                                    686.15 TLG Services, LLC
 
Beaver Valley Power Station                                                      Document E22-1783-001, Rev. 1 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                                                                1,380.60 Removal of contaminated valve >14 to 20 inches                                                              1,753.69 Removal of contaminated valve >20 to 36 inches                                                              2,333.02 Removal of contaminated valve >36 inches                                                                    2,767.03 Removal of contaminated pipe hanger for small bore piping                                                      188.03 Removal of contaminated pipe hanger for large bore piping                                                      600.13 Removal of contaminated pump, <300 pound                                                                    1,226.02 Removal of contaminated pump, 300-1000 pound                                                                2,837.01 Removal of contaminated pump, 1000-10,000 pound                                                              9,029.41 Removal of contaminated pump, >10,000 pound                                                                21,993.59 Removal of contaminated pump motor, 300-1000 pound                                                          1,214.22 Removal of contaminated pump motor, 1000-10,000 pound                                                        3,684.24 Removal of contaminated pump motor, >10,000 pound                                                            8,271.64 Removal of contaminated heat exchanger <3000 pound                                                          5,517.11 Removal of contaminated heat exchanger >3000 pound                                                          16,020.89 Removal of contaminated tank, <300 gallons                                                                  2,039.49 Removal of contaminated tank, >300 gallons, $/square foot                                                        39.67 Removal of contaminated electrical equipment, <300 pound                                                        948.50 Removal of contaminated electrical equipment, 300-1000 pound                                                2,311.68 Removal of contaminated electrical equipment, 1000-10,000 pound                                              4,452.98 Removal of contaminated electrical equipment, >10,000 pound                                                  8,772.71 Removal of contaminated electrical cable tray, $/linear foot                                                      45.84 Removal of contaminated electrical conduit, $/linear foot                                                        22.66 Removal of contaminated mechanical equipment, <300 pound                                                    1,055.03 Removal of contaminated mechanical equipment, 300-1000 pound                                                2,552.26 Removal of contaminated mechanical equipment, 1000-10,000 pound                                              4,908.34 Removal of contaminated mechanical equipment, >10,000 pound                                                  8,772.71 Removal of contaminated HVAC equipment, <300 pound                                                          1,055.03 Removal of contaminated HVAC equipment, 300-1000 pound                                                      2,552.26 Removal of contaminated HVAC equipment, 1000-10,000 pound                                                    4,908.34 TLG Services, LLC
 
Beaver Valley Power Station                                                      Document E22-1783-001, Rev. 1 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                                                        8,772.71 Removal of contaminated HVAC ductwork, $/pound                                                                    2.74 Removal/plasma arc cut of contaminated thin metal components, $/linear in.                                        5.00 Additional decontamination of surface by washing, $/square foot                                                  10.03 Additional decontamination of surfaces by hydrolasing, $/square foot                                              46.86 Decontamination rig hook up and flush, $/ 250 foot length                                                    8,881.67 Chemical flush of components/systems, $/gallon                                                                    23.24 Removal of clean standard reinforced concrete, $/cubic yard                                                      81.69 Removal of grade slab concrete, $/cubic yard                                                                      92.90 Removal of clean concrete floors, $/cubic yard                                                                  458.21 Removal of sections of clean concrete floors, $/cubic yard                                                  1,361.41 Removal of clean heavily rein concrete w/#9 rebar, $/cubic yard                                                117.91 Removal of contaminated heavily rein concrete w/#9 rebar, $/cubic yard                                      2,700.90 Removal of clean heavily rein concrete w/#18 rebar, $/cubic yard                                                159.81 Removal of contaminated heavily rein concrete w/#18 rebar, $/cubic yard                                      3,572.24 Removal heavily rein concrete w/#18 rebar & steel embedments, $/cubic yard 556.72 Removal of below-grade suspended floors, $/cubic yard                                                          224.07 Removal of clean monolithic concrete structures, $/cubic yard                                                1,126.59 Removal of contaminated monolithic concrete structures, $/cubic yard                                        2,684.92 Removal of clean foundation concrete, $/cubic yard                                                              885.60 Removal of contaminated foundation concrete, $/cubic yard                                                    2,501.39 Explosive demolition of bulk concrete, $/cubic yard                                                              61.19 Removal of clean hollow masonry block wall, $/cubic yard                                                          28.98 Removal of contaminated hollow masonry block wall, $/cubic yard                                                  77.27 Removal of clean solid masonry block wall, $/cubic yard                                                          28.98 Removal of contaminated solid masonry block wall, $/cubic yard                                                    77.27 Backfill of below-grade voids, $/cubic yard                                                                      39.26 Removal of subterranean tunnels/voids, $/linear foot                                                            133.22 Placement of concrete for below-grade voids, $/cubic yard                                                      150.45 Excavation of clean material, $/cubic yard                                                                        3.49 TLG Services, LLC
 
Beaver Valley Power Station                                                      Document E22-1783-001, Rev. 1 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                                                                51.70 Removal of clean concrete rubble (tipping fee included), $/cubic yard                                            28.99 Removal of contaminated concrete rubble, $/cubic yard                                                            31.42 Removal of building by volume, $/cubic foot                                                                        0.35 Removal of clean building metal siding, $/square foot                                                              1.58 Removal of contaminated building metal siding, $/square foot                                                      5.73 Removal of standard asphalt roofing, $/square foot                                                                2.72 Removal of transite panels, $/square foot                                                                          2.73 Scarifying contaminated concrete surfaces (drill & spall), $/square foot                                          15.71 Scabbling contaminated concrete floors, $/square foot                                                              9.74 Scabbling contaminated concrete walls, $/square foot                                                              25.92 Scabbling contaminated ceilings, $/square foot                                                                    89.14 Scabbling structural steel, $/square foot                                                                          7.98 Removal of clean overhead crane/monorail < 10 ton capacity                                                      817.62 Removal of contaminated overhead crane/monorail < 10 ton capacity                                            2,404.58 Removal of clean overhead crane/monorail >10-50 ton capacity                                                1,962.28 Removal of contaminated overhead crane/monorail >10-50 ton capacity                                          5,769.99 Removal of polar crane > 50 ton capacity                                                                    8,267.47 Removal of gantry crane > 50 ton capacity                                                                  30,738.24 Removal of structural steel, $/pound                                                                              0.24 Removal of clean steel floor grating, $/square foot                                                                6.16 Removal of contaminated steel floor grating, $/square foot                                                        18.27 Removal of clean free standing steel liner, $/square foot                                                        15.56 Removal of contaminated free standing steel liner, $/square foot                                                  46.40 Removal of clean concrete-anchored steel liner, $/square foot                                                      7.78 Removal of contaminated concrete-anchored steel liner, $/square foot                                              54.09 Placement of scaffolding in clean areas, $/square foot                                                            19.09 Placement of scaffolding in contaminated areas, $/square foot                                                    32.32 Landscaping with topsoil, $/acre                                                                            27,166.35 Cost of CPC B-88 LSA box & preparation for use                                                              2,327.64 TLG Services, LLC
 
Beaver Valley Power Station                                                      Document E22-1783-001, Rev. 1 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                                                              1,894.68 Cost of CPC B-12V 12 gauge LSA box & preparation for use                                                    1,813.78 Cost of CPC B-144 LSA box & preparation for use                                                            11,664.37 Cost of LSA drum & preparation for use                                                                          263.30 Cost of cask liner for CNSI 8 120A cask (resins)                                                            13,647.31 Cost of cask liner for CNSI 8 120A cask (filters)                                                            9,843.68 Decontamination of surfaces with vacuuming, $/square foot                                                          0.97 TLG Services, LLC
 
Beaver Valley Power Station                                            Document E22-1783-001, Rev. 1 Decommissioning Cost Analysis                                                    Appendix C, Page 1 of 23 APPENDIX C DETAILED COST ANALYSIS INTEGRATED DECON Page Beaver Valley Power Station, Unit 1 ............................................................................ C-2 Beaver Valley Power Station, Unit 2 .......................................................................... C-14 TLG Services, LLC
 
Beaver Valley Power Station                                                                                                                                                                                                                        Document E22-1783-001, Rev. 1 Decommissioning Cost Analysis                                                                                                                                                                                                                                Appendix C, Page 2 of 23 Table C-1 Beaver Valley Integrated Unit 1 DECON Decommissioning Cost Estimate (Thousands of 2020 Dollars)
Costs run: Wed, Feb 17, 2021 at 10:25:10                                            Off-Site    LLRW                                        NRC        Spent Fuel        Site    Processed              Burial Volumes              Burial /              Utility and Activity                  DECCER Version 2016.08.16d          Decon  Removal  Packaging    Transport    Processing  Disposal  Other      Total    Total    Lic. Term. Management    Restoration  Volume    Class A  Class B    Class C  GTCC    Processed    Craft      Contractor Index                          Activity Description            Cost    Cost      Costs        Costs        Costs      Costs    Costs    Contingency  Costs      Costs        Costs          Costs    Cu. Feet  Cu. Feet  Cu. Feet  Cu. Feet Cu. Feet  Wt., Lbs. Manhours    Manhours PERIOD 1a - Shutdown through Transition Period 1a Direct Decommissioning Activities 1a.1.1    SAFSTOR site characterization survey                      -      -          -            -            -        -        580          174    754          754            -            -          -        -        -          -        -          -          -              -
1a.1.2    Prepare preliminary decommissioning cost                  -      -          -            -            -        -        169            25    194          194            -            -          -        -        -          -        -          -          -            1,300 1a.1.3    Notification of Cessation of Operations                                                                                                            a 1a.1.4    Remove fuel & source material                                                                                                                    n/a 1a.1.5    Notification of Permanent Defueling                                                                                                                a 1a.1.6    Deactivate plant systems & process waste                                                                                                            a 1a.1.7    Prepare and submit PSDAR                                  -      -          -            -            -        -        260            39    299          299            -            -          -        -        -          -        -          -          -            2,000 1a.1.8    Review plant dwgs & specs.                                -      -          -            -            -        -        169            25    194          194            -            -          -        -        -          -        -          -          -            1,300 1a.1.9    Perform detailed rad survey                                                                                                                        a 1a.1.10    Estimate by-product inventory                              -      -          -            -            -        -        130            19    149          149            -            -          -        -        -          -        -          -          -            1,000 1a.1.11    End product description                                    -      -          -            -            -        -        130            19    149          149            -            -          -        -        -          -        -          -          -            1,000 1a.1.12    Detailed by-product inventory                              -      -          -            -            -        -        195            29    224          224            -            -          -        -        -          -        -          -          -            1,500 1a.1.13    Define major work sequence                                -      -          -            -            -        -        130            19    149          149            -            -          -        -        -          -        -          -          -            1,000 1a.1.14    Perform SER and EA                                        -      -          -            -            -        -        403            60    463          463            -            -          -        -        -          -        -          -          -            3,100 1a.1.15    Perform Site-Specific Cost Study                          -      -          -            -            -        -        650            97    747          747            -            -          -        -        -          -        -          -          -            5,000 Activity Specifications 1a.1.16.1 Prepare plant and facilities for SAFSTOR                    -      -          -            -            -        -        639            96    735          735            -            -          -        -        -          -        -          -          -            4,920 1a.1.16.2 Decontamination Flush of NSSS                              -      -          -            -            -        -          65          10      75            75          -            -          -        -        -          -        -          -          -              500 1a.1.16.3 Plant systems                                              -      -          -            -            -        -        541            81    623          623            -            -          -        -        -          -        -          -          -            4,167 1a.1.16.4 Plant structures and buildings                              -      -          -            -            -        -        405            61    466          466            -            -          -        -        -          -        -          -          -            3,120 1a.1.16.5 Waste management                                            -      -          -            -            -        -        260            39    299          299            -            -          -        -        -          -        -          -          -            2,000 1a.1.16.6 Facility and site dormancy                                  -      -          -            -            -        -        260            39    299          299            -            -          -        -        -          -        -          -          -            2,000 1a.1.16    Total                                                      -      -          -            -            -        -      2,171          326  2,496        2,496            -            -          -        -        -          -        -          -          -          16,707 Detailed Work Procedures 1a.1.17.1 Decontamination Flush of NSSS                              -      -          -            -            -        -        130            19    149          149            -            -          -        -        -          -        -          -          -            1,000 1a.1.17.2 Plant systems                                              -      -          -            -            -        -        154            23    177          177            -            -          -        -        -          -        -          -          -            1,183 1a.1.17.3 Facility closeout & dormancy                                -      -          -            -            -        -        156            23    179          179            -            -          -        -        -          -        -          -          -            1,200 1a.1.17    Total                                                      -      -          -            -            -        -        440            66    506          506            -            -          -        -        -          -        -          -          -            3,383 1a.1.18    Procure vacuum drying system                              -      -          -            -            -        -          13            2      15            15          -            -          -        -        -          -        -          -          -              100 1a.1.19    Drain/de-energize non-cont. systems                                                                                                                a 1a.1.20    Drain & dry NSSS                                                                                                                                    a 1a.1.21    Drain/de-energize contaminated systems                                                                                                              a 1a.1.22    Decon/secure contaminated systems                                                                                                                  a 1a.1      Subtotal Period 1a Activity Costs                          -      -          -            -            -        -      5,438          903  6,341        6,341            -            -          -        -        -          -        -          -          -          37,390 Period 1a Additional Costs 1a.2.1    Mixed Waste                                                -      388        252            45        500      133        80          249  1,648        1,648            -            -      46,010    1,203      -          -        -    2,688,512    2,099            -
1a.2      Subtotal Period 1a Additional Costs                        -      388        252            45        500      133        80          249  1,648        1,648            -            -      46,010    1,203      -          -        -    2,688,512    2,099            -
Period 1a Collateral Costs 1a.3.1    Small tool allowance                                      -        2        -            -            -        -        -              0        3            3          -            -          -        -        -          -        -          -          -              -
1a.3.2    Spent Fuel Capital and Transfer                            -      -          -            -            -        -      3,539          531  4,070          -            4,070          -          -        -        -          -        -          -          -              -
1a.3      Subtotal Period 1a Collateral Costs                        -        2        -            -            -        -      3,539          531  4,073            3        4,070          -          -        -        -          -        -          -          -              -
Period 1a Period-Dependent Costs 1a.4.1    Insurance                                                  -      -          -            -            -        -      2,390          239  2,628        2,628            -            -          -        -        -          -        -          -          -              -
1a.4.2    Property taxes                                            -      -          -            -            -        -        380            38    418          418            -            -          -        -        -          -        -          -          -              -
1a.4.3    Health physics supplies                                    -      595        -            -            -        -        -            149    744          744            -            -          -        -        -          -        -          -          -              -
1a.4.4    Heavy equipment rental                                    -      753        -            -            -        -        -            113    866          866            -            -          -        -        -          -        -          -          -              -
1a.4.5    Disposal of DAW generated                                  -      -            13            4          -          34    -              10      61            61          -            -          -        605      -          -        -        12,683          19          -
1a.4.6    Plant energy budget                                        -      -          -            -            -        -      3,462          519  3,981        3,981            -            -          -        -        -          -        -          -          -              -
1a.4.7    NRC Fees                                                  -      -          -            -            -        -        892            89    981          981            -            -          -        -        -          -        -          -          -              -
1a.4.8    Emergency Planning Fees                                    -      -          -            -            -        -      1,793          179  1,972          -            1,972          -          -        -        -          -        -          -          -              -
1a.4.9    Spent Fuel Pool O&M                                        -      -          -            -            -        -        845          127    971          -              971          -          -        -        -          -        -          -          -              -
1a.4.10    ISFSI Operating Costs                                      -      -          -            -            -        -          56            8      64          -                64          -          -        -        -          -        -          -          -              -
1a.4.11    Corporate A&G Cost                                        -      -          -            -            -        -      8,884        1,333  10,216      10,216            -            -          -        -        -          -        -          -          -              -
1a.4.12    Security Staff Cost                                        -      -          -            -            -        -      3,705          556  4,260        4,260            -            -          -        -        -          -        -          -          -          92,352 1a.4.13    Utility Staff Cost                                        -      -          -            -            -        -    25,437        3,816  29,253      29,253            -            -          -        -        -          -        -          -          -        357,760 1a.4      Subtotal Period 1a Period-Dependent Costs                  -    1,348          13            4          -          34  47,842        7,176  56,417      53,410          3,007          -          -        605      -          -        -        12,683          19      450,112 1a.0      TOTAL PERIOD 1a COST                                      -    1,739        265            50        500      167    56,899        8,859  68,479      61,401          7,077          -      46,010    1,808      -          -        -    2,701,195    2,118        487,502 TLG Services, LLC
 
Beaver Valley Power Station                                                                                                                                                                                                                          Document E22-1783-001, Rev. 1 Decommissioning Cost Analysis                                                                                                                                                                                                                                  Appendix C, Page 3 of 23 Table C-1 Beaver Valley Integrated Unit 1 DECON Decommissioning Cost Estimate (Thousands of 2020 Dollars)
Costs run: Wed, Feb 17, 2021 at 10:25:10                                                Off-Site    LLRW                                        NRC        Spent Fuel        Site    Processed            Burial Volumes              Burial /              Utility and Activity                  DECCER Version 2016.08.16d          Decon      Removal  Packaging    Transport  Processing  Disposal  Other      Total    Total    Lic. Term. Management    Restoration  Volume  Class A  Class B    Class C  GTCC    Processed    Craft      Contractor Index                        Activity Description            Cost        Cost      Costs        Costs      Costs      Costs    Costs    Contingency  Costs      Costs        Costs          Costs    Cu. Feet Cu. Feet  Cu. Feet  Cu. Feet Cu. Feet  Wt., Lbs. Manhours    Manhours PERIOD 1b - SAFSTOR Limited DECON Activities Period 1b Direct Decommissioning Activities 1b.1.1    Decon primary loop                                          574      -            -            -            -        -        -            287    861          861            -            -          -      -        -          -        -          -      1,067            -
Decontamination of Site Buildings 1b.1.2.1  Reactor                                                    1,281      -            -            -            -        -        -            641  1,922        1,922            -            -          -      -        -          -        -          -      18,743            -
1b.1.2.2  Auxiliary                                                    402      -            -            -            -        -        -            201    603          603            -            -          -      -        -          -        -          -      6,054            -
1b.1.2.3  Fuel                                                        626      -            -            -            -        -        -            313    939          939            -            -          -      -        -          -        -          -      8,280            -
1b.1.2.4  Main Steam, Cable Vault, Safeguards                          100      -            -            -            -        -        -              50    150          150            -            -          -      -        -          -        -          -      1,503            -
1b.1.2.5  Service, Wrhse & Control Area                                149      -            -            -            -        -        -              74    223          223            -            -          -      -        -          -        -          -      2,243            -
1b.1.2.6  Solid Waste & Coolant Recovery Storage                      124      -            -            -            -        -        -              62    187          187            -            -          -      -        -          -        -          -      1,716            -
1b.1.2.7  Turbine                                                      503      -            -            -            -        -        -            251    754          754            -            -          -      -        -          -        -          -      7,570            -
1b.1.2    Totals                                                    3,186      -            -            -            -        -        -          1,593  4,779        4,779            -            -          -      -        -          -        -          -      46,107            -
1b.1      Subtotal Period 1b Activity Costs                          3,760      -            -            -            -        -        -          1,880  5,640        5,640            -            -          -      -        -          -        -          -      47,174            -
Period 1b Collateral Costs 1b.3.1    Decon equipment                                            1,055      -            -            -            -        -        -            158  1,213        1,213            -            -          -      -        -          -        -          -          -              -
1b.3.2    Process decommissioning water waste                          303      -          212          456          -        793      -            439  2,203        2,203            -            -          -    1,863      -          -        -      111,785      363            -
1b.3.3    Process decommissioning chemical flush waste                  1      -              59        209          -      2,058      -            552  2,879        2,879            -            -          -      -        536        -        -        57,138      100            -
1b.3.4    Small tool allowance                                        -          54        -            -            -        -        -              8      62            62          -            -          -      -        -          -        -          -          -              -
1b.3.5    Spent Fuel Capital and Transfer                              -        -            -            -            -        -      1,382          207  1,589          -            1,589          -          -      -        -          -        -          -          -              -
1b.3      Subtotal Period 1b Collateral Costs                        1,359        54        270          665          -      2,850    1,382        1,365  7,946        6,357          1,589          -          -    1,863      536        -        -      168,923      464            -
Period 1b Period-Dependent Costs 1b.4.1    Decon supplies                                            1,190      -            -            -            -        -        -            297  1,487        1,487            -            -          -      -        -          -        -          -          -              -
1b.4.2    Insurance                                                    -        -            -            -            -        -        602            60    663          663            -            -          -      -        -          -        -          -          -              -
1b.4.3    Property taxes                                              -        -            -            -            -        -          89            9      98            98          -            -          -      -        -          -        -          -          -              -
1b.4.4    Health physics supplies                                      -      418          -            -            -        -        -            105    523          523            -            -          -      -        -          -        -          -          -              -
1b.4.5    Heavy equipment rental                                      -      190          -            -            -        -        -              28    218          218            -            -          -      -        -          -        -          -          -              -
1b.4.6    Disposal of DAW generated                                    -        -              14          5          -          38    -              12      68            68          -            -          -      678      -          -        -        14,207          21          -
1b.4.7    Plant energy budget                                          -        -            -            -            -        -        873          131  1,003        1,003            -            -          -      -        -          -        -          -          -              -
1b.4.8    NRC Fees                                                    -        -            -            -            -        -        163            16    179          179            -            -          -      -        -          -        -          -          -              -
1b.4.9    Emergency Planning Fees                                      -        -            -            -            -        -        362            36    398          -              398          -          -      -        -          -        -          -          -              -
1b.4.10    Spent Fuel Pool O&M                                          -        -            -            -            -        -        213            32    245          -              245          -          -      -        -          -        -          -          -              -
1b.4.11    ISFSI Operating Costs                                        -        -            -            -            -        -          14            2      16          -                16          -          -      -        -          -        -          -          -              -
1b.4.12    Corporate A&G Cost                                          -        -            -            -            -        -        595            89    684          684            -            -          -      -        -          -        -          -          -              -
1b.4.13    Security Staff Cost                                          -        -            -            -            -        -        862          129    992          992            -            -          -      -        -          -        -          -          -          21,390 1b.4.14    Utility Staff Cost                                          -        -            -            -            -        -      6,412          962  7,373        7,373            -            -          -      -        -          -        -          -          -          90,175 1b.4      Subtotal Period 1b Period-Dependent Costs                  1,190    608            14          5          -          38  10,185        1,909  13,947      13,288            659          -          -      678      -          -        -        14,207          21      111,566 1b.0      TOTAL PERIOD 1b COST                                      6,308    662          285          670          -      2,888  11,567        5,154  27,533      25,285          2,249          -          -    2,541      536        -        -      183,129    47,658        111,566 PERIOD 1c - Preparations for SAFSTOR Dormancy Period 1c Direct Decommissioning Activities 1c.1.1    Prepare support equipment for storage                        -      521          -            -            -        -        -              78    600          600            -            -          -      -        -          -        -          -      3,000            -
1c.1.2    Install containment pressure equal. lines                    -          53        -            -            -        -        -              8      60            60          -            -          -      -        -          -        -          -        700            -
1c.1.3    Interim survey prior to dormancy                            -        -            -            -            -        -        733          220    953          953            -            -          -      -        -          -        -          -      8,864            -
1c.1.4    Secure building accesses                                                                                                                                a 1c.1.5    Prepare & submit interim report                              -        -            -            -            -        -          76          11      87            87          -            -          -      -        -          -        -          -          -            583 1c.1      Subtotal Period 1c Activity Costs                            -      574          -            -            -        -        809          317  1,700        1,700            -            -          -      -        -          -        -          -      12,564            583 Period 1c Additional Costs 1c.2.1    Spent Fuel Pool Isolation                                    -        -            -            -            -        -    12,675        1,901  14,576      14,576            -            -          -      -        -          -        -          -          -              -
1c.2      Subtotal Period 1c Additional Costs                          -        -            -            -            -        -    12,675        1,901  14,576      14,576            -            -          -      -        -          -        -          -          -              -
Period 1c Collateral Costs 1c.3.1    Process decommissioning water waste                          320      -          224          483          -        839      -            465  2,332        2,332            -            -          -    1,973      -          -        -      118,405      385            -
1c.3.3    Small tool allowance                                        -          5        -            -            -        -        -              1        6            6          -            -          -      -        -          -        -          -          -              -
1c.3.4    Decon rig                                                  2,088      -            -            -            -        -        -            313  2,401        2,401            -            -          -      -        -          -        -          -          -              -
1c.3.5    Spent Fuel Capital and Transfer                              -        -            -            -            -        -      1,397          210  1,607          -            1,607          -          -      -        -          -        -          -          -              -
1c.3      Subtotal Period 1c Collateral Costs                        2,408        5        224          483          -        839    1,397          988  6,345        4,739          1,607          -          -    1,973      -          -        -      118,405      385            -
TLG Services, LLC
 
Beaver Valley Power Station                                                                                                                                                                                                                            Document E22-1783-001, Rev. 1 Decommissioning Cost Analysis                                                                                                                                                                                                                                  Appendix C, Page 4 of 23 Table C-1 Beaver Valley Integrated Unit 1 DECON Decommissioning Cost Estimate (Thousands of 2020 Dollars)
Costs run: Wed, Feb 17, 2021 at 10:25:10                                                Off-Site    LLRW                                        NRC        Spent Fuel        Site    Processed              Burial Volumes              Burial /                Utility and Activity                  DECCER Version 2016.08.16d          Decon      Removal  Packaging    Transport  Processing  Disposal  Other      Total      Total  Lic. Term. Management    Restoration  Volume    Class A  Class B    Class C  GTCC    Processed    Craft      Contractor Index                        Activity Description            Cost        Cost      Costs        Costs      Costs      Costs    Costs    Contingency  Costs    Costs        Costs          Costs    Cu. Feet  Cu. Feet  Cu. Feet  Cu. Feet Cu. Feet  Wt., Lbs. Manhours    Manhours Period 1c Period-Dependent Costs 1c.4.1    Insurance                                                    -        -          -            -            -        -        609            61    670        670            -            -          -        -        -          -        -            -          -              -
1c.4.2    Property taxes                                              -        -          -            -            -        -          90            9      99          99          -            -          -        -        -          -        -            -          -              -
1c.4.3    Health physics supplies                                      -        222        -            -            -        -        -              56    278        278            -            -          -        -        -          -        -            -          -              -
1c.4.4    Heavy equipment rental                                      -        192        -            -            -        -        -              29    221        221            -            -          -        -        -          -        -            -          -              -
1c.4.5    Disposal of DAW generated                                    -        -              3          1          -            9    -                3      16          16          -            -          -        154      -          -        -          3,232          5          -
1c.4.6    Plant energy budget                                          -        -          -            -            -        -        882            132  1,014      1,014            -            -          -        -        -          -        -            -          -              -
1c.4.7    NRC Fees                                                    -        -          -            -            -        -        165            16    181        181            -            -          -        -        -          -        -            -          -              -
1c.4.8    Emergency Planning Fees                                      -        -          -            -            -        -        366            37    402        -              402          -          -        -        -          -        -            -          -              -
1c.4.9    Spent Fuel Pool O&M                                          -        -          -            -            -        -        215            32    247        -              247          -          -        -        -          -        -            -          -              -
1c.4.10    ISFSI Operating Costs                                        -        -          -            -            -        -          14            2      16        -                16          -          -        -        -          -        -            -          -              -
1c.4.11    Corporate A&G Cost                                          -        -          -            -            -        -        601            90    691        691            -            -          -        -        -          -        -            -          -              -
1c.4.12    Security Staff Cost                                          -        -          -            -            -        -        872            131  1,002      1,002            -            -          -        -        -          -        -            -          -          21,623 1c.4.13    Utility Staff Cost                                          -        -          -            -            -        -      6,481            972  7,453      7,453            -            -          -        -        -          -        -            -          -          91,155 1c.4      Subtotal Period 1c Period-Dependent Costs                    -        414            3          1          -            9  10,295          1,570  12,292      11,626            666          -          -        154      -          -        -          3,232          5      112,778 1c.0      TOTAL PERIOD 1c COST                                      2,408      993        228          484          -        848  25,176          4,777  34,914      32,641          2,273          -          -      2,128      -          -        -      121,637    12,954        113,362 PERIOD 1 TOTALS                                                      8,716    3,394        777        1,204          500      3,902  93,642        18,789 130,926    119,327        11,599          -      46,010    6,477      536        -        -    3,005,961    62,730        712,429 PERIOD 2a - SAFSTOR Dormancy with Wet Spent Fuel Storage Period 2a Direct Decommissioning Activities 2a.1.1    Quarterly Inspection                                                                                                                                    a 2a.1.2    Semi-annual environmental survey                                                                                                                        a 2a.1.3    Prepare reports                                                                                                                                        a 2a.1.4    Bituminous roof replacement                                  -        -          -            -            -        -        151            23    173        173            -            -          -        -        -          -        -            -          -              -
2a.1.5    Maintenance supplies                                        -        -          -            -            -        -        533            133    666        666            -            -          -        -        -          -        -            -          -              -
2a.1      Subtotal Period 2a Activity Costs                            -        -          -            -            -        -        683            156    839        839            -            -          -        -        -          -        -            -          -              -
Period 2a Collateral Costs 2a.3.1    Spent Fuel Capital and Transfer                              -        -          -            -            -        -    88,067        13,210 101,277        -          101,277          -          -        -        -          -        -            -          -              -
2a.3      Subtotal Period 2a Collateral Costs                          -        -          -            -            -        -    88,067        13,210 101,277        -          101,277          -          -        -        -          -        -            -          -              -
Period 2a Period-Dependent Costs 2a.4.1    Insurance                                                    -        -          -            -            -        -      2,098            210  2,308      2,308            -            -          -        -        -          -        -            -          -              -
2a.4.2    Property taxes                                              -        -          -            -            -        -      1,236            124  1,360      1,360            -            -          -        -        -          -        -            -          -              -
2a.4.3    Health physics supplies                                      -        887        -            -            -        -        -              222  1,108      1,108            -            -          -        -        -          -        -            -          -              -
2a.4.4    Disposal of DAW generated                                    -        -            19          6          -          49    -              15      89          89          -            -          -        884      -          -        -        18,529          27          -
2a.4.5    Plant energy budget                                          -        -          -            -            -        -      2,421            363  2,784      2,784            -            -          -        -        -          -        -            -          -              -
2a.4.6    NRC Fees                                                    -        -          -            -            -        -        852            85    937        937            -            -          -        -        -          -        -            -          -              -
2a.4.7    Emergency Planning Fees                                      -        -          -            -            -        -      5,020            502  5,522        -            5,522          -          -        -        -          -        -            -          -              -
2a.4.8    Spent Fuel Pool O&M                                          -        -          -            -            -        -      2,952            443  3,395        -            3,395          -          -        -        -          -        -            -          -              -
2a.4.9    ISFSI Operating Costs                                        -        -          -            -            -        -        196            29    225        -              225          -          -        -        -          -        -            -          -              -
2a.4.10    Corporate A&G Cost                                          -        -          -            -            -        -      8,243          1,236  9,479      9,479            -            -          -        -        -          -        -            -          -              -
2a.4.11    Security Staff Cost                                          -        -          -            -            -        -    11,959          1,794  13,752      9,365          4,387          -          -        -        -          -        -            -          -        296,675 2a.4.12    Utility Staff Cost                                          -        -          -            -            -        -    26,919          4,038  30,957      28,604          2,353          -          -        -        -          -        -            -          -        341,758 2a.4      Subtotal Period 2a Period-Dependent Costs                    -        887          19          6          -          49  61,895          9,061  71,916      56,035        15,881          -          -        884      -          -        -        18,529          27      638,434 2a.0      TOTAL PERIOD 2a COST                                        -        887          19          6          -          49 150,645        22,426 174,032      56,874        117,159          -          -        884      -          -        -        18,529          27      638,434 PERIOD 2b - SAFSTOR Dormancy with Dry Spent Fuel Storage Period 2b Direct Decommissioning Activities 2b.1.1    Quarterly Inspection                                                                                                                                    a 2b.1.2    Semi-annual environmental survey                                                                                                                        a 2b.1.3    Prepare reports                                                                                                                                        a 2b.1.4    Bituminous roof replacement                                  -        -          -            -            -        -        203            30    234        234            -            -          -        -        -          -        -            -          -              -
2b.1.5    Maintenance supplies                                        -        -          -            -            -        -        719            180    899        899            -            -          -        -        -          -        -            -          -              -
2b.1      Subtotal Period 2b Activity Costs                            -        -          -            -            -        -        922            210  1,133      1,133            -            -          -        -        -          -        -            -          -              -
Period 2b Collateral Costs 2b.3.1    Spent Fuel Capital and Transfer                              -        -          -            -            -        -      2,660            399  3,059        -            3,059          -          -        -        -          -        -            -          -              -
2b.3      Subtotal Period 2b Collateral Costs                          -        -          -            -            -        -      2,660            399  3,059        -            3,059          -          -        -        -          -        -            -          -              -
TLG Services, LLC
 
Beaver Valley Power Station                                                                                                                                                                                                                        Document E22-1783-001, Rev. 1 Decommissioning Cost Analysis                                                                                                                                                                                                                              Appendix C, Page 5 of 23 Table C-1 Beaver Valley Integrated Unit 1 DECON Decommissioning Cost Estimate (Thousands of 2020 Dollars)
Costs run: Wed, Feb 17, 2021 at 10:25:10                                            Off-Site    LLRW                                        NRC        Spent Fuel      Site      Processed            Burial Volumes              Burial /              Utility and Activity                    DECCER Version 2016.08.16d        Decon  Removal  Packaging    Transport    Processing  Disposal  Other      Total      Total  Lic. Term. Management    Restoration    Volume  Class A  Class B    Class C  GTCC    Processed    Craft      Contractor Index                          Activity Description          Cost    Cost      Costs        Costs        Costs      Costs    Costs    Contingency  Costs    Costs        Costs        Costs      Cu. Feet Cu. Feet  Cu. Feet  Cu. Feet Cu. Feet  Wt., Lbs. Manhours    Manhours Period 2b Period-Dependent Costs 2b.4.1    Insurance                                                  -      -          -            -            -        -      2,833            283  3,117      3,117            -            -            -      -        -          -        -          -          -              -
2b.4.2    Property taxes                                            -      -          -            -            -        -      1,670            167  1,837      1,837            -            -            -      -        -          -        -          -          -              -
2b.4.3    Health physics supplies                                    -      527        -            -            -        -        -              132    659        659            -            -            -      -        -          -        -          -          -              -
2b.4.4    Disposal of DAW generated                                  -      -            11            4          -          28    -                9      51          51          -            -            -      504      -          -        -        10,557          16          -
2b.4.5    Plant energy budget                                        -      -          -            -            -        -      1,634            245  1,879      1,879            -            -            -      -        -          -        -          -          -              -
2b.4.6    NRC Fees                                                  -      -          -            -            -        -      1,074            107  1,181      1,181            -            -            -      -        -          -        -          -          -              -
2b.4.7    Emergency Planning Fees                                    -      -          -            -            -        -      1,877            188  2,065        -            2,065          -            -      -        -          -        -          -          -              -
2b.4.8    ISFSI Operating Costs                                      -      -          -            -            -        -        264            40    304        -              304          -            -      -        -          -        -          -          -              -
2b.4.9    Corporate A&G Cost                                        -      -          -            -            -        -      3,589            538  4,127      4,127            -            -            -      -        -          -        -          -          -              -
2b.4.10    Security Staff Cost                                        -      -          -            -            -        -    12,297          1,844  14,141      7,368          6,774          -            -      -        -          -        -          -          -        297,508 2b.4.11    Utility Staff Cost                                        -      -          -            -            -        -      6,143            921  7,064      5,093          1,971          -            -      -        -          -        -          -          -          78,550 2b.4      Subtotal Period 2b Period-Dependent Costs                  -      527          11            4          -          28  31,381          4,475  36,425      25,311        11,113          -            -      504      -          -        -        10,557          16      376,058 2b.0      TOTAL PERIOD 2b COST                                      -      527          11            4          -          28  34,963          5,084  40,617      26,444        14,173          -            -      504      -          -        -        10,557          16      376,058 PERIOD 2 TOTALS                                                      -    1,413          29          10          -          77 185,609        27,511 214,649      83,318        131,331          -            -    1,388      -          -        -        29,086          43    1,014,491 PERIOD 3a - Reactivate Site Following SAFSTOR Dormancy Period 3a Direct Decommissioning Activities 3a.1.1    Prepare preliminary decommissioning cost                  -      -          -            -            -        -        169            25    194        194            -            -            -      -        -          -        -          -          -            1,300 3a.1.2    Review plant dwgs & specs.                                -      -          -            -            -        -        598            90    687        687            -            -            -      -        -          -        -          -          -            4,600 3a.1.3    Perform detailed rad survey                                                                                                                          a 3a.1.4    End product description                                    -      -          -            -            -        -        130            19    149        149            -            -            -      -        -          -        -          -          -            1,000 3a.1.5    Detailed by-product inventory                              -      -          -            -            -        -        169            25    194        194            -            -            -      -        -          -        -          -          -            1,300 3a.1.6    Define major work sequence                                -      -          -            -            -        -        974            146  1,121      1,121            -            -            -      -        -          -        -          -          -            7,500 3a.1.7    Perform SER and EA                                        -      -          -            -            -        -        403            60    463        463            -            -            -      -        -          -        -          -          -            3,100 3a.1.8    Prepare/submit Defueled Technical Specifications          -      -          -            -            -        -        974            146  1,121      1,121            -            -            -      -        -          -        -          -          -            7,500 3a.1.9    Perform Site-Specific Cost Study                          -      -          -            -            -        -        650            97    747        747            -            -            -      -        -          -        -          -          -            5,000 3a.1.10    Prepare/submit Irradiated Fuel Management Plan            -      -          -            -            -        -        130            19    149        149            -            -            -      -        -          -        -          -          -            1,000 Activity Specifications 3a.1.11.1 Re-activate plant & temporary facilities                    -      -          -            -            -        -        958            144  1,101        991            -            110          -      -        -          -        -          -          -            7,370 3a.1.11.2 Plant systems                                              -      -          -            -            -        -        541            81    623        560            -              62        -      -        -          -        -          -          -            4,167 3a.1.11.3 Reactor internals                                          -      -          -            -            -        -        923            138  1,061      1,061            -            -            -      -        -          -        -          -          -            7,100 3a.1.11.4 Reactor vessel                                              -      -          -            -            -        -        845            127    971        971            -            -            -      -        -          -        -          -          -            6,500 3a.1.11.5 Biological shield                                          -      -          -            -            -        -          65            10      75          75          -            -            -      -        -          -        -          -          -              500 3a.1.11.6 Steam generators                                            -      -          -            -            -        -        405            61    466        466            -            -            -      -        -          -        -          -          -            3,120 3a.1.11.7 Reinforced concrete                                        -      -          -            -            -        -        208            31    239        120            -            120          -      -        -          -        -          -          -            1,600 3a.1.11.8 Main Turbine                                                -      -          -            -            -        -          52            8      60        -              -              60        -      -        -          -        -          -          -              400 3a.1.11.9 Main Condensers                                            -      -          -            -            -        -          52            8      60        -              -              60        -      -        -          -        -          -          -              400 3a.1.11.10 Plant structures & buildings                              -      -          -            -            -        -        405            61    466        233            -            233          -      -        -          -        -          -          -            3,120 3a.1.11.11 Waste management                                          -      -          -            -            -        -        598            90    687        687            -            -            -      -        -          -        -          -          -            4,600 3a.1.11.12 Facility & site closeout                                  -      -          -            -            -        -        117            18    134          67          -              67        -      -        -          -        -          -          -              900 3a.1.11    Total                                                      -      -          -            -            -        -      5,168            775  5,943      5,232            -            712          -      -        -          -        -          -          -          39,777 Planning & Site Preparations 3a.1.12    Prepare dismantling sequence                              -      -          -            -            -        -        312            47    359        359            -            -            -      -        -          -        -          -          -            2,400 3a.1.13    Plant prep. & temp. svces                                  -      -          -            -            -        -      3,500            525  4,025      4,025            -            -            -      -        -          -        -          -          -              -
3a.1.14    Design water clean-up system                              -      -          -            -            -        -        182            27    209        209            -            -            -      -        -          -        -          -          -            1,400 3a.1.15    Rigging/Cont. Cntrl Envlps/tooling/etc.                    -      -          -            -            -        -      2,400            360  2,760      2,760            -            -            -      -        -          -        -          -          -              -
3a.1.16    Procure casks/liners & containers                          -      -          -            -            -        -        160            24    184        184            -            -            -      -        -          -        -          -          -            1,230 3a.1      Subtotal Period 3a Activity Costs                          -      -          -            -            -        -    15,918          2,388  18,306      17,594            -            712          -      -        -          -        -          -          -          77,107 Period 3a Collateral Costs 3a.3.1    Spent Fuel Capital and Transfer                            -      -          -            -            -        -        702            105    807        -              807          -            -      -        -          -        -          -          -              -
3a.3      Subtotal Period 3a Collateral Costs                        -      -          -            -            -        -        702            105    807        -              807          -            -      -        -          -        -          -          -              -
TLG Services, LLC
 
Beaver Valley Power Station                                                                                                                                                                                                                          Document E22-1783-001, Rev. 1 Decommissioning Cost Analysis                                                                                                                                                                                                                                  Appendix C, Page 6 of 23 Table C-1 Beaver Valley Integrated Unit 1 DECON Decommissioning Cost Estimate (Thousands of 2020 Dollars)
Costs run: Wed, Feb 17, 2021 at 10:25:10                                                Off-Site    LLRW                                      NRC        Spent Fuel        Site      Processed            Burial Volumes              Burial /                Utility and Activity                    DECCER Version 2016.08.16d        Decon        Removal  Packaging    Transport  Processing  Disposal  Other      Total    Total  Lic. Term. Management    Restoration    Volume  Class A  Class B    Class C  GTCC    Processed    Craft      Contractor Index                        Activity Description            Cost        Cost      Costs        Costs      Costs      Costs    Costs    Contingency  Costs    Costs        Costs          Costs      Cu. Feet Cu. Feet Cu. Feet  Cu. Feet Cu. Feet  Wt., Lbs. Manhours    Manhours Period 3a Period-Dependent Costs 3a.4.1    Insurance                                                    -        -          -            -            -        -        586            59    645        645            -            -            -      -        -          -        -            -          -              -
3a.4.2    Property taxes                                              -        -          -            -            -        -        354            35    389        389            -            -            -      -        -          -        -            -          -              -
3a.4.3    Health physics supplies                                      -        537        -            -            -        -        -            134    671        671            -            -            -      -        -          -        -            -          -              -
3a.4.4    Heavy equipment rental                                      -        753        -            -            -        -        -            113    866        866            -            -            -      -        -          -        -            -          -              -
3a.4.5    Disposal of DAW generated                                    -        -            11          4          -          30    -              9      55          55          -            -            -      544      -          -        -        11,402          17          -
3a.4.6    Plant energy budget                                          -        -          -            -            -        -      3,462          519  3,981      3,981            -            -            -      -        -          -        -            -          -              -
3a.4.7    NRC Fees                                                    -        -          -            -            -        -        335            33    368        368            -            -            -      -        -          -        -            -          -              -
3a.4.8    Emergency Planning Fees                                      -        -          -            -            -        -        398            40    437        -              437          -            -      -        -          -        -            -          -              -
3a.4.9    ISFSI Operating Costs                                        -        -          -            -            -        -          56            8      64        -                64          -            -      -        -          -        -            -          -              -
3a.4.10    Corporate A&G Cost                                          -        -          -            -            -        -      1,790          268  2,058      2,058            -            -            -      -        -          -        -            -          -              -
3a.4.11    Security Staff Cost                                          -        -          -            -            -        -      2,605          391  2,996        812          2,184          -            -      -        -          -        -            -          -          63,024 3a.4.12    Utility Staff Cost                                          -        -          -            -            -        -    16,822        2,523  19,345      18,765            580          -            -      -        -          -        -            -          -        257,920 3a.4      Subtotal Period 3a Period-Dependent Costs                    -      1,289          11          4          -          30  26,407        4,134  31,876      28,610          3,266          -            -      544      -          -        -        11,402          17      320,944 3a.0      TOTAL PERIOD 3a COST                                        -      1,289          11          4          -          30  43,027        6,627  50,989      46,204          4,073          712          -      544      -          -        -        11,402          17      398,051 PERIOD 3b - Decommissioning Preparations Period 3b Direct Decommissioning Activities Detailed Work Procedures 3b.1.1.1  Plant systems                                                -        -          -            -            -        -        615            92    707        636            -              71        -      -        -          -        -            -          -            4,733 3b.1.1.2  Reactor internals                                            -        -          -            -            -        -        325            49    374        374            -            -            -      -        -          -        -            -          -            2,500 3b.1.1.3  Remaining buildings                                          -        -          -            -            -        -        175            26    202          50          -            151          -      -        -          -        -            -          -            1,350 3b.1.1.4  CRD cooling assembly                                        -        -          -            -            -        -        130            19    149        149            -            -            -      -        -          -        -            -          -            1,000 3b.1.1.5  CRD housings & ICI tubes                                    -        -          -            -            -        -        130            19    149        149            -            -            -      -        -          -        -            -          -            1,000 3b.1.1.6  Incore instrumentation                                      -        -          -            -            -        -        130            19    149        149            -            -            -      -        -          -        -            -          -            1,000 3b.1.1.7  Reactor vessel                                              -        -          -            -            -        -        472            71    542        542            -            -            -      -        -          -        -            -          -            3,630 3b.1.1.8  Facility closeout                                            -        -          -            -            -        -        156            23    179          90          -              90        -      -        -          -        -            -          -            1,200 3b.1.1.9  Missile shields                                              -        -          -            -            -        -          58            9      67          67          -            -            -      -        -          -        -            -          -              450 3b.1.1.10 Biological shield                                            -        -          -            -            -        -        156            23    179        179            -            -            -      -        -          -        -            -          -            1,200 3b.1.1.11 Steam generators                                              -        -          -            -            -        -        598            90    687        687            -            -            -      -        -          -        -            -          -            4,600 3b.1.1.12 Reinforced concrete                                          -        -          -            -            -        -        130            19    149          75          -              75        -      -        -          -        -            -          -            1,000 3b.1.1.13 Main Turbine                                                  -        -          -            -            -        -        203            30    233        -              -            233          -      -        -          -        -            -          -            1,560 3b.1.1.14 Main Condensers                                              -        -          -            -            -        -        203            30    233        -              -            233          -      -        -          -        -            -          -            1,560 3b.1.1.15 Auxiliary building                                            -        -          -            -            -        -        355            53    408        367            -              41        -      -        -          -        -            -          -            2,730 3b.1.1.16 Reactor building                                              -        -          -            -            -        -        355            53    408        367            -              41        -      -        -          -        -            -          -            2,730 3b.1.1    Total                                                        -        -          -            -            -        -      4,189          628  4,818      3,884            -            934          -      -        -          -        -            -          -          32,243 3b.1      Subtotal Period 3b Activity Costs                            -        -          -            -            -        -      4,189          628  4,818      3,884            -            934          -      -        -          -        -            -          -          32,243 Period 3b Additional Costs 3b.2.1    Site Characterization                                        -        -          -            -            -        -      3,494        1,048  4,542      4,542            -            -            -      -        -          -        -            -      19,190          7,852 3b.2      Subtotal Period 3b Additional Costs                          -        -          -            -            -        -      3,494        1,048  4,542      4,542            -            -            -      -        -          -        -            -      19,190          7,852 Period 3b Collateral Costs 3b.3.1    Decon equipment                                            1,055      -          -            -            -        -        -            158  1,213      1,213            -            -            -      -        -          -        -            -          -              -
3b.3.2    DOC staff relocation expenses                                -        -          -            -            -        -      1,523          229  1,752      1,752            -            -            -      -        -          -        -            -          -              -
3b.3.3    Pipe cutting equipment                                      -      1,200        -            -            -        -        -            180  1,380      1,380            -            -            -      -        -          -        -            -          -              -
3b.3.4    Spent Fuel Capital and Transfer                              -        -          -            -            -        -        397            60    457        -              457          -            -      -        -          -        -            -          -              -
3b.3      Subtotal Period 3b Collateral Costs                        1,055    1,200        -            -            -        -      1,920          626  4,802      4,345            457          -            -      -        -          -        -            -          -              -
Period 3b Period-Dependent Costs 3b.4.1    Decon supplies                                                38      -          -            -            -        -        -              9      47          47          -            -            -      -        -          -        -            -          -              -
3b.4.2    Insurance                                                    -        -          -            -            -        -        304            30    335        335            -            -            -      -        -          -        -            -          -              -
3b.4.3    Property taxes                                              -        -          -            -            -        -        338            34    372        372            -            -            -      -        -          -        -            -          -              -
3b.4.4    Health physics supplies                                      -        300        -            -            -        -        -              75    375        375            -            -            -      -        -          -        -            -          -              -
3b.4.5    Heavy equipment rental                                      -        382        -            -            -        -        -              57    439        439            -            -            -      -        -          -        -            -          -              -
3b.4.6    Disposal of DAW generated                                    -        -              7          2          -          17    -              5      31          31          -            -            -      312      -          -        -          6,537          10          -
3b.4.7    Plant energy budget                                          -        -          -            -            -        -      1,755          263  2,018      2,018            -            -            -      -        -          -        -            -          -              -
3b.4.8    NRC Fees                                                    -        -          -            -            -        -        170            17    187        187            -            -            -      -        -          -        -            -          -              -
3b.4.9    Emergency Planning Fees                                      -        -          -            -            -        -        202            20    222        -              222          -            -      -        -          -        -            -          -              -
3b.4.10    ISFSI Operating Costs                                        -        -          -            -            -        -          28            4      33        -                33          -            -      -        -          -        -            -          -              -
3b.4.11    Corporate A&G Cost                                          -        -          -            -            -        -        957          144  1,100      1,100            -            -            -      -        -          -        -            -          -              -
3b.4.12    Security Staff Cost                                          -        -          -            -            -        -      1,320          198  1,518        411          1,107          -            -      -        -          -        -            -          -          31,944 3b.4.13    DOC Staff Cost                                              -        -          -            -            -        -      5,226          784  6,010      6,010            -            -            -      -        -          -        -            -          -          59,038 3b.4.14    Utility Staff Cost                                          -        -          -            -            -        -      8,526        1,279  9,805      9,511            294          -            -      -        -          -        -            -          -        130,727 3b.4      Subtotal Period 3b Period-Dependent Costs                      38      681            7          2          -          17  18,826        2,920  22,492      20,836          1,655          -            -      312      -          -        -          6,537          10      221,708 TLG Services, LLC
 
Beaver Valley Power Station                                                                                                                                                                                                                                    Document E22-1783-001, Rev. 1 Decommissioning Cost Analysis                                                                                                                                                                                                                                          Appendix C, Page 7 of 23 Table C-1 Beaver Valley Integrated Unit 1 DECON Decommissioning Cost Estimate (Thousands of 2020 Dollars)
Costs run: Wed, Feb 17, 2021 at 10:25:10                                                  Off-Site      LLRW                                      NRC        Spent Fuel      Site        Processed                Burial Volumes              Burial /              Utility and Activity                  DECCER Version 2016.08.16d        Decon        Removal  Packaging    Transport    Processing    Disposal  Other      Total      Total  Lic. Term. Management    Restoration      Volume      Class A    Class B    Class C  GTCC    Processed    Craft    Contractor Index                        Activity Description            Cost        Cost      Costs        Costs        Costs        Costs    Costs  Contingency  Costs    Costs        Costs        Costs        Cu. Feet    Cu. Feet  Cu. Feet  Cu. Feet Cu. Feet  Wt., Lbs. Manhours  Manhours 3b.0      TOTAL PERIOD 3b COST                                      1,093    1,881            7            2          -            17  28,430        5,223  36,653      33,607          2,112            934          -          312        -          -        -          6,537    19,200      261,803 PERIOD 3 TOTALS                                                      1,093    3,171            18            6          -            47  71,458        11,850  87,643      79,811          6,185          1,646          -          856        -          -        -        17,938    19,216      659,854 PERIOD 4a - Large Component Removal Period 4a Direct Decommissioning Activities Nuclear Steam Supply System Removal 4a.1.1.1  Reactor Coolant Piping                                        36      145            42          78          -          571      -            213  1,084      1,084            -              -            -        2,098        -          -        -      146,369      2,678          -
4a.1.1.2  Pressurizer Relief Tank                                        7        26            9          17          -          127      -              45    231        231            -              -            -          467        -          -        -        32,614        487          -
4a.1.1.3  Reactor Coolant Pumps & Motors                                21        85          58        151            -          678      -            230  1,222      1,222            -              -            -        3,768        -          -        -      555,300      1,865            80 4a.1.1.4  Pressurizer                                                -          75        382          102            -          749      -            260  1,568      1,568            -              -            -        2,335        -          -        -      200,915      1,346          750 4a.1.1.5  Steam Generators                                            -      3,923      1,926        2,503        2,436        5,062      -          3,180  19,031      19,031            -              -        28,008    15,781        -          -        -    2,336,246    15,380        1,500 4a.1.1.6  Retired Steam Generator Units                              -        -          963        1,252        1,218        2,531      -          1,100  7,063      7,063            -              -        14,004      7,890        -          -        -    1,168,123      4,050          750 4a.1.1.7  CRDMs/ICIs/Service Structure Removal                          38      286        227            72          -          494      -            248  1,365      1,365            -              -            -        3,310        -          -        -      126,781      4,639          -
4a.1.1.8  Reactor Vessel Internals                                      96    5,449      9,100        1,176            -        13,849      374        13,684  43,728      43,728            -              -            -        1,710      751        617      -      284,177    30,773        1,389 4a.1.1.9  Reactor Vessel                                              117    6,784      2,951        1,791            -        6,341      374        9,559  27,918      27,918            -              -            -      19,088        -          -        -    1,296,629    30,773        1,389 4a.1.1    Totals                                                      314    16,773      15,659        7,142        3,654      30,403      748        28,517 103,210    103,210            -              -        42,012    56,447        751        617      -    6,147,153    91,992        5,859 Removal of Major Equipment 4a.1.2    Main Turbine/Generator                                      -        390        249            83        484          379      -            302  1,887      1,887            -              -          2,912      1,622        -          -        -      277,721      5,623          -
4a.1.3    Main Condensers                                            -      1,924        179          113          735          611      -            779  4,341      4,341            -              -          5,901      2,464        -          -        -      422,079    28,174          -
Cascading Costs from Clean Building Demolition 4a.1.4.1  Reactor                                                    -        375          -            -            -          -        -              56    431        431            -              -            -          -          -          -        -            -      2,863          -
4a.1.4.2  Auxiliary                                                  -          56        -            -            -          -        -              8      65          65          -              -            -          -          -          -        -            -        336          -
4a.1.4.3  Fuel                                                        -          60        -            -            -          -        -              9      69          69          -              -            -          -          -          -        -            -        448          -
4a.1.4.4  Main Steam, Cable Vault, Safeguards                        -          29        -            -            -          -        -              4      33          33          -              -            -          -          -          -        -            -        178          -
4a.1.4.5  Solid Waste & Coolant Recovery Storage                      -          23        -            -            -          -        -              3      27          27          -              -            -          -          -          -        -            -        130          -
4a.1.4    Totals                                                      -        544          -            -            -          -        -              82    626        626            -              -            -          -          -          -        -            -      3,954          -
Disposal of Plant Systems 4a.1.5.1  Area Ventilation Systems - Auxiliary Bld                    -        220            7          17        227            31    -            100    603        603            -              -          2,020        125        -          -        -        90,093      2,923          -
4a.1.5.2  Area Ventilation Systems - Control Area                    -          35        -            -            -          -        -              5      40        -              -                40        -          -          -          -        -            -        567          -
4a.1.5.3  Area Ventilation Systems - Cooling                          -        261            8          21        292            29    -            120    731        731            -              -          2,597        116        -          -        -      112,900      3,484          -
4a.1.5.4  Auxiliary Boiler                                            -        308          -            -            -          -        -              46    355        -              -              355          -          -          -          -        -            -      4,869          -
4a.1.5.5  Auxiliary Steam and Condensate                              -        125          -            -            -          -        -              19    144        -              -              144          -          -          -          -        -            -      2,030          -
4a.1.5.6  Auxiliary Steam and Condensate - RCA                        -        236            4          11        185          -        -              89    525        525            -              -          1,649        -          -          -        -        66,954      3,097          -
4a.1.5.7  Building Services Hot Water Heating                        -        117          -            -            -          -        -              18    134        -              -              134          -          -          -          -        -            -      1,887          -
4a.1.5.8  Building Services Hot Water Htng - RCA                      -        228            2            7        119          -        -              76    432        432            -              -          1,056        -          -          -        -        42,875      2,930          -
4a.1.5.9  Building and Yard Drains                                    -          51        -            -            -          -        -              8      59        -              -                59        -          -          -          -        -            -        831          -
4a.1.5.10 Building and Yard Drains - RCA                              -          83            1            2            31        -        -              26    142        142            -              -            272        -          -          -        -        11,037      1,151          -
4a.1.5.11 Chilled Water                                                -        263          -            -            -          -        -              39    302        -              -              302          -          -          -          -        -            -      4,330          -
4a.1.5.12 Chilled Water - RCA                                          -        651            11          33        551          -        -            251  1,496      1,496            -              -          4,898        -          -          -        -      198,897      8,504          -
4a.1.5.13 Compressed Air                                              -        226            3          10        175          -        -              85    499        499            -              -          1,559        -          -          -        -        63,303      2,953          -
4a.1.5.14 Condensate                                                  -        518          -            -            -          -        -              78    595        -              -              595          -          -          -          -        -            -      8,371          -
4a.1.5.15 Containment Vacuum & Leakage Monitoring                      -          81            4            4            19          29    -              32    170        170            -              -            171        116        -          -        -        14,479      1,139          -
4a.1.5.16 Domestic Water                                              -          53        -            -            -          -        -              8      60        -              -                60        -          -          -          -        -            -        880          -
4a.1.5.17 Domestic Water - RCA                                        -          50            0            1            25        -        -              16      93          93          -              -            221        -          -          -        -          8,958      632          -
4a.1.5.18 Electrical - Contaminated                                    -        391            6          15        223            19    -            139    793        793            -              -          1,984          75      -          -        -        85,302      5,264          -
4a.1.5.19 Extraction Steam                                            -        302          -            -            -          -        -              45    347        -              -              347          -          -          -          -        -            -      4,999          -
4a.1.5.20 Heater Drains                                                -        399          -            -            -          -        -              60    458        -              -              458          -          -          -          -        -            -      6,560          -
4a.1.5.21 Incore Instrumentation                                      -          18            2            2            1          13    -              8      44          44          -              -              10        51      -          -        -          3,787      229          -
4a.1.5.22 Loose Parts Monitoring                                      -            0        -            -            -          -        -              0      0        -              -                0        -          -          -          -        -            -          3          -
4a.1.5.23 Main Generator and Main Transformer                          -          94        -            -            -          -        -              14    108        -              -              108          -          -          -          -        -            -      1,510          -
4a.1.5.24 Main Steam                                                  -        189          -            -            -          -        -              28    218        -              -              218          -          -          -          -        -            -      3,013          -
4a.1.5.25 Main Steam - RCA                                            -        414            12          37        624          -        -            204  1,292      1,292            -              -          5,551        -          -          -        -      225,448      5,596          -
4a.1.5.26 Main Turbine and Condenser                                  -        480          -            -            -          -        -              72    552        -              -              552          -          -          -          -        -            -      7,841          -
4a.1.5.27 Main Turbine and Condenser - RCA                            -          21            0            0            4        -        -              6      31          31          -              -              40      -          -          -        -          1,620      289          -
4a.1.5.28 Miscellaneous                                                -          32        -            -            -          -        -              5      36        -              -                36        -          -          -          -        -            -        495          -
4a.1.5.29 Plant Process Control                                        -            1        -            -            -          -        -              0      2        -              -                2        -          -          -          -        -            -          23          -
4a.1.5.30 Post Accident Sampling - RCA                                -        245            1            5            77        -        -              74    402        402            -              -            680        -          -          -        -        27,634      3,361          -
4a.1.5.31 Post DBA Hydrogen Control                                    -            3        -            -            -          -        -              0      3        -              -                3        -          -          -          -        -            -          47          -
4a.1.5.32 Post DBA Hydrogen Control - RCA                              -          63            1            3            49        -        -              24    140        140            -              -            438        -          -          -        -        17,780        837          -
4a.1.5.33 Primary Access Facility                                      -            4        -            -            -          -        -              1      5        -              -                5        -          -          -          -        -            -          79          -
4a.1.5.34 Reactor Control & Protection                                -            1        -            -            -          -        -              0      1        -              -                1        -          -          -          -        -            -          13          -
4a.1.5.35 Reactor Coolant                                              -        283            29          38            67        298      -            164    878        878            -              -            594      1,193        -          -        -      100,415      3,991          -
4a.1.5.36 Reactor Excore Instrumentation                              -            0        -            -            -          -        -              0      0        -              -                0        -          -          -          -        -            -          3          -
TLG Services, LLC
 
Beaver Valley Power Station                                                                                                                                                                                                                                            Document E22-1783-001, Rev. 1 Decommissioning Cost Analysis                                                                                                                                                                                                                                                  Appendix C, Page 8 of 23 Table C-1 Beaver Valley Integrated Unit 1 DECON Decommissioning Cost Estimate (Thousands of 2020 Dollars)
Costs run: Wed, Feb 17, 2021 at 10:25:10                                                          Off-Site      LLRW                                        NRC        Spent Fuel      Site        Processed                Burial Volumes              Burial /                Utility and Activity                  DECCER Version 2016.08.16d                  Decon      Removal  Packaging    Transport    Processing    Disposal  Other      Total      Total  Lic. Term. Management    Restoration      Volume    Class A    Class B    Class C  GTCC    Processed    Craft      Contractor Index                        Activity Description                      Cost      Cost      Costs        Costs        Costs        Costs    Costs    Contingency  Costs    Costs        Costs        Costs        Cu. Feet  Cu. Feet  Cu. Feet  Cu. Feet Cu. Feet  Wt., Lbs. Manhours    Manhours Disposal of Plant Systems (continued) 4a.1.5.37 Reactor Plant Sample                                                -        166            13          12            31          89    -              72    383        383            -              -            272      349        -          -        -        33,911      2,178            -
4a.1.5.38 Safety Injection - RCA                                              -        897            29          89      1,504          -        -              466  2,986      2,986            -              -        13,370      -          -          -        -      542,951      12,320            -
4a.1.5.39 Service Water                                                        -        515          -            -            -          -        -              77    592        -              -              592          -        -          -          -        -            -        8,435            -
4a.1.5.40 Service Water - RCA                                                  -        905            45        136        2,300          -        -              596  3,983      3,983            -              -        20,450      -          -          -        -      830,486      12,872            -
4a.1.5.41 Simulator Building                                                  -            0        -            -            -          -        -                0      0        -              -                0        -        -          -          -        -            -            3          -
4a.1.5.42 Station Service - 4KV                                                -        184          -            -            -          -        -              28    212        -              -              212          -        -          -          -        -            -        2,881            -
4a.1.5.43 Steam Generator Blowdown                                            -      1,258            90        152        1,257          682      -              706  4,145      4,145            -              -        11,174    2,732        -          -        -      628,736      17,797            -
4a.1.5.44 Steam Generator Feedwater                                            -        368          -            -            -          -        -              55    423        -              -              423          -        -          -          -        -            -        5,950            -
4a.1.5.45 Steam Generator Feedwater - RCA                                      -        324            12          35        591          -        -              176  1,137      1,137            -              -          5,252      -          -          -        -      213,288      4,416            -
4a.1.5.46 Supplementary Leak Collection & Release                              -          96            4            6            72          19    -              41    237        237            -              -            637        76      -          -        -        30,800      1,379            -
4a.1.5.47 Turbine Plant Comp Cooling Water - RCA                              -          28            0            1            14        -        -                9      53          53          -              -            128      -          -          -        -          5,214        367            -
4a.1.5.48 Turbine Plant Component Cooling Water                                -        917            47        142        2,397          -        -              615  4,117      4,117            -              -        21,305      -          -          -        -      865,193      12,778            -
4a.1.5.49 Turbine Plant Sample                                                -          48        -            -            -          -        -                7      55        -              -                55        -        -          -          -        -            -          767            -
4a.1.5    Totals                                                              -      12,153        333          778        10,836        1,210      -            4,707  30,018      25,314            -            4,704      96,327    4,834        -          -        -    4,222,062    176,875            -
4a.1.6    Scaffolding in support of decommissioning                          -      1,250            17            7            90          16    -              333  1,712      1,712            -              -            720        63      -          -        -        36,426      21,266            -
4a.1      Subtotal Period 4a Activity Costs                                  314    33,034      16,436        8,123        15,799      32,618      748        34,719 141,792    137,089            -            4,704    147,872    65,430        751        617      -    11,105,440    327,884          5,859 Period 4a Collateral Costs 4a.3.1    Process decommissioning water waste                                  58      -              48        103            -          179      -              94    481        481            -              -            -        421        -          -        -        25,234          82          -
4a.3.3    Small tool allowance                                                -        382          -            -            -          -        -              57    439        395            -                44        -        -          -          -        -            -          -              -
4a.3.4    Spent Fuel Capital and Transfer                                    -        -            -            -            -          -      1,298            195  1,493        -            1,493            -            -        -          -          -        -            -          -              -
4a.3.5    On-site survey and release of 21.61 tons clean metallic waste      -        -            -            -            -          -          37            4      41          41          -              -            -        -          -          -        -            -          -              -
4a.3      Subtotal Period 4a Collateral Costs                                  58      382            48        103            -          179    1,336            350  2,455        918          1,493              44        -        421        -          -        -        25,234          82          -
Period 4a Period-Dependent Costs 4a.4.1    Decon supplies                                                      124      -            -            -            -          -        -              31    155        155            -              -            -        -          -          -        -            -          -              -
4a.4.2    Insurance                                                          -        -            -            -            -          -        997            100  1,096      1,096            -              -            -        -          -          -        -            -          -              -
4a.4.3    Property taxes                                                      -        -            -            -            -          -        665            67    732        732            -              -            -        -          -          -        -            -          -              -
4a.4.4    Health physics supplies                                            -      2,875          -            -            -          -        -              719  3,593      3,593            -              -            -        -          -          -        -            -          -              -
4a.4.5    Heavy equipment rental                                              -      4,155          -            -            -          -        -              623  4,778      4,778            -              -            -        -          -          -        -            -          -              -
4a.4.6    Disposal of DAW generated                                          -        -          116            40          -          306      -              94    556        556            -              -            -      5,517        -          -        -      115,584        170            -
4a.4.7    Plant energy budget                                                -        -            -            -            -          -      5,460            819  6,279      6,279            -              -            -        -          -          -        -            -          -              -
4a.4.8    NRC Fees                                                            -        -            -            -            -          -        804            80    884        884            -              -            -        -          -          -        -            -          -              -
4a.4.9    Emergency Planning Fees                                            -        -            -            -            -          -        660            66    726        -              726            -            -        -          -          -        -            -          -              -
4a.4.10    Liquid Radwaste Processing Equipment/Services                      -        -            -            -            -          -        705            106    811        811            -              -            -        -          -          -        -            -          -              -
4a.4.11    ISFSI Operating Costs                                              -        -            -            -            -          -          93            14    107        -              107            -            -        -          -          -        -            -          -              -
4a.4.12    Corporate A&G Cost                                                  -        -            -            -            -          -      3,129            469  3,599      3,599            -              -            -        -          -          -        -            -          -              -
4a.4.13    Remedial Actions Surveys                                            -        -            -            -            -          -      2,685            403  3,088      3,088            -              -            -        -          -          -        -            -          -              -
4a.4.14    Security Staff Cost                                                -        -            -            -            -          -      4,325            649  4,974      1,348          3,626            -            -        -          -          -        -            -          -        104,637 4a.4.15    DOC Staff Cost                                                      -        -            -            -            -          -    20,834          3,125  23,959      23,959            -              -            -        -          -          -        -            -          -        239,625 4a.4.16    Utility Staff Cost                                                  -        -            -            -            -          -    28,936          4,340  33,277      32,312            965            -            -        -          -          -        -            -          -        440,394 4a.4      Subtotal Period 4a Period-Dependent Costs                          124    7,029        116            40          -          306  69,294        11,705  88,613      83,189          5,424            -            -      5,517        -          -        -      115,584        170      784,656 4a.0      TOTAL PERIOD 4a COST                                                496    40,445      16,600        8,266        15,799      33,103  71,378        46,774 232,861    221,196          6,917          4,748    147,872    71,368        751        617      -    11,246,260    328,136      790,515 PERIOD 4b - Site Decontamination Period 4b Direct Decommissioning Activities 4b.1.1    Remove spent fuel racks                                            619        69        187          121            -        1,064      -              630  2,691      2,691            -              -            -      4,296        -          -        -      272,896      1,183            -
Disposal of Plant Systems 4b.1.2.1  Area Ventilation Systems - Containment                              -        482            17          46        655            61    -              242  1,503      1,503            -              -          5,823      245        -          -        -      252,072      6,302            -
4b.1.2.2  Area Ventilation Systems - Miscellaneous                            -        221          -            -            -          -        -              33    254        -              -              254          -        -          -          -        -            -        3,773            -
4b.1.2.3  Boron Recovery & Primary Grade Water                                -        309            18          20            89        133      -              129    698        698            -              -            793      526        -          -        -        66,301      4,321            -
4b.1.2.4  Chemical & Volume Control                                          -        878            61          71        226          504      -              396  2,136      2,136            -              -          2,005    2,006        -          -        -      210,759      12,219            -
4b.1.2.5  Circulating Water                                                  -        585          -            -            -          -        -              88    673        -              -              673          -        -          -          -        -            -        9,646            -
4b.1.2.6  Compressed Air - RCA                                                -        416            5          15        247          -        -              144    826        826            -              -          2,199      -          -          -        -        89,320      5,415            -
4b.1.2.7  Containment                                                        -          20            3            4            27          20    -              15      88          88          -              -            237        80      -          -        -        14,758        266            -
4b.1.2.8  Containment Depressurization                                        -        157          -            -            -          -        -              24    181        -              -              181          -        -          -          -        -            -        2,334            -
4b.1.2.9  Containment Depressurization - RCA                                  -        765            50        152        2,569          -        -              604  4,141      4,141            -              -        22,839      -          -          -        -      927,485      10,470            -
4b.1.2.10 Electrical - Clean                                                  -      2,921          -            -            -          -        -              438  3,359        -              -            3,359          -        -          -          -        -            -      45,312            -
4b.1.2.11 Electrical - RCA                                                    -      2,702            41        124        2,103          -        -            1,014  5,985      5,985            -              -        18,693      -          -          -        -      759,119      34,920            -
4b.1.2.12 Fire Protection                                                      -            4        -            -            -          -        -                1      5        -              -                5        -        -          -          -        -            -            75          -
4b.1.2.13 Fuel Pool Area Ventilation Syst Aux Bldg                            -        100            4            9        128            16    -              50    308        308            -              -          1,138        65      -          -        -        50,390      1,339            -
4b.1.2.14 Fuel Pool Compressed Air RCA                                        -        109            1            4            70        -        -              38    223        223            -              -            623      -          -          -        -        25,284      1,428            -
4b.1.2.15 Fuel Pool Cooling & Purification                                    -        499            45          57        153          424      -              267  1,445      1,445            -              -          1,360    1,694        -          -        -      163,864      7,055            -
TLG Services, LLC
 
Beaver Valley Power Station                                                                                                                                                                                                                                              Document E22-1783-001, Rev. 1 Decommissioning Cost Analysis                                                                                                                                                                                                                                                      Appendix C, Page 9 of 23 Table C-1 Beaver Valley Integrated Unit 1 DECON Decommissioning Cost Estimate (Thousands of 2020 Dollars)
Costs run: Wed, Feb 17, 2021 at 10:25:10                                                            Off-Site      LLRW                                        NRC        Spent Fuel      Site        Processed                Burial Volumes              Burial /              Utility and Activity                  DECCER Version 2016.08.16d                  Decon        Removal  Packaging    Transport    Processing    Disposal  Other      Total      Total    Lic. Term. Management    Restoration      Volume    Class A    Class B    Class C  GTCC    Processed    Craft      Contractor Index                          Activity Description                    Cost        Cost      Costs        Costs        Costs        Costs    Costs    Contingency  Costs      Costs        Costs        Costs        Cu. Feet  Cu. Feet  Cu. Feet  Cu. Feet Cu. Feet  Wt., Lbs. Manhours    Manhours Disposal of Plant Systems (continued) 4b.1.2.16 Fuel Pool Electrical - RCA                                            -        674            10          31        523          -        -              253  1,491        1,491            -              -          4,650      -          -          -        -      188,843      8,704            -
4b.1.2.17 Fuel Pool Electrical-Contam                                            -          31        -            -            -          -        -                5      36          -              -                36        -        -          -          -        -          -          488            -
4b.1.2.18 Fuel Pool Fire Protection                                              -            1        -            -            -          -        -                0        1        -              -                1        -        -          -          -        -          -            18          -
4b.1.2.19 Fuel Transfer System & Tools                                          -          81            5            8            33          52    -              40    218          218            -              -            293      210        -          -        -        25,192      1,204            -
4b.1.2.20 Gaseous Waste Disposal                                                -        610            26          36        277          177      -              246  1,373        1,373            -              -          2,463      702        -          -        -      145,354      8,580            -
4b.1.2.21 Liquid Waste Disposal                                                  -        112            9          11            39          76    -              55    302          302            -              -            349      302        -          -        -        33,588      1,583            -
4b.1.2.22 Prim Comp & Ntrn Shld Tnk Clng Wtr - RCA                              -      1,666            73        219        3,701          -        -            1,012  6,670        6,670            -              -        32,904      -          -          -        -    1,336,230    22,887            -
4b.1.2.23 Radiation Monitoring                                                  -        168            16          13            29        104      -              76    405          405            -              -            258      405        -          -        -        37,012      2,152            -
4b.1.2.24 Reactor Plant Vents & Drains                                          -        558            25          26            92        177      -              204  1,081        1,081            -              -            818      697        -          -        -        78,520      7,801            -
4b.1.2.25 Residual Heat Removal                                                  -        446            99        129          430          911      -              433  2,447        2,447            -              -          3,821    3,640        -          -        -      388,642      6,517            -
4b.1.2.26 Sewage Treatment                                                      -          24        -            -            -          -        -                4      27          -              -                27        -        -          -          -        -          -          390            -
4b.1.2.27 Solid Waste Disposal                                                  -        254            19          21            95        137      -              117    642          642            -              -            842      541        -          -        -        69,235      3,498            -
4b.1.2    Totals                                                                -      14,794        525          996        11,486        2,790      -            5,926  36,518      31,982            -            4,536    102,106    11,113        -          -        -    4,861,966    208,693            -
4b.1.3    Scaffolding in support of decommissioning                            -      1,875            25          11        135            24    -              499  2,568        2,568            -              -          1,080        95      -          -        -        54,639    31,899            -
Decontamination of Site Buildings 4b.1.4.1  Reactor                                                            1,182    1,700        576        4,003          465        6,592      -            3,392  17,909      17,909            -              -          4,136  230,959        -          -        -    9,154,218    38,222            -
4b.1.4.2  Auxiliary                                                            387      200            14          90            80        147      -              307  1,224        1,224            -              -            713    4,990        -          -        -      222,558      8,127            -
4b.1.4.3  Fuel                                                                  568      656            9          30        215            47    -              497  2,022        2,022            -              -          1,915    1,067        -          -        -      120,975    16,924            -
4b.1.4.4  Main Steam, Cable Vault, Safeguards                                    95        39            3          19            14          31    -              71    272          272            -              -            125    1,070        -          -        -        46,614      1,875            -
4b.1.4.5  Service, Wrhse & Control Area                                        143        51            4          30          -            50    -              102    380          380            -              -            -      1,763        -          -        -        68,238      2,709            -
4b.1.4.6  Solid Waste & Coolant Recovery Storage                                114        72            5          21            93          34    -              101    440          440            -              -            830      937        -          -        -        70,698      2,531            -
4b.1.4.7  Turbine                                                              459        55            3          19            46          30    -              261    875          875            -              -            412      950        -          -        -        53,905      7,491            -
4b.1.4    Totals                                                              2,947    2,774        614        4,212          915        6,930      -            4,730  23,123      23,123            -              -          8,130  241,736        -          -        -    9,737,207    77,879            -
4b.1.5    Prepare/submit License Termination Plan                              -        -            -            -            -          -        532            80    612          612            -              -            -        -          -          -        -          -          -            4,096 4b.1.6    Receive NRC approval of termination plan                                                                                                                              a 4b.1      Subtotal Period 4b Activity Costs                                  3,567    19,512      1,351        5,340        12,535      10,808      532        11,865  65,511      60,975            -            4,536    111,316  257,240        -          -        -    14,926,710    319,654          4,096 Period 4b Additional Costs 4b.2.1    License Termination Survey Planning                                  -        -            -            -            -          -        992            297  1,289        1,289            -              -            -        -          -          -        -          -          -            6,240 4b.2.2    Operational Tools and Equipment                                      -        -              12          33        407          -        -              67    519          519            -              -          5,880      -          -          -        -      147,000          16          -
4b.2.3    Soil Remediation                                                      -        130            6      1,169            -        1,430      -              566  3,301        3,301            -              -            -    22,289        -          -        -    1,276,734      1,465            -
4b.2.4    Underground Services Excavation                                      -      1,355          -            -            -          -        250            376  1,981        1,981            -              -            -        -          -          -        -          -        7,150            -
4b.2.5    Retired Reactor Closure Head                                          -        -          338          821            -          590      -              305  2,055        2,055            -              -            -      3,281        -          -        -      181,729        931          2,000 4b.2      Subtotal Period 4b Additional Costs                                  -      1,485        357        2,023          407        2,020    1,242          1,611  9,145        9,145            -              -          5,880  25,570        -          -        -    1,605,463      9,562          8,240 Period 4b Collateral Costs 4b.3.1    Process decommissioning water waste                                    81      -              70        152            -          264      -              136    704          704            -              -            -        620        -          -        -        37,179        121            -
4b.3.3    Small tool allowance                                                  -        372          -            -            -          -        -              56    428          428            -              -            -        -          -          -        -          -          -              -
4b.3.4    Decommissioning Equipment Disposition                                -        -          138            66        748          131      -              169  1,252        1,252            -              -          6,000      529        -          -        -      303,608        147            -
4b.3.5    Spent Fuel Capital and Transfer                                      -        -            -            -            -          -      1,597            239  1,836          -            1,836            -            -        -          -          -        -          -          -              -
4b.3.6    On-site survey and release of 11.25 tons clean metallic waste        -        -            -            -            -          -          19            2      21            21          -              -            -        -          -          -        -          -          -              -
4b.3      Subtotal Period 4b Collateral Costs                                    81      372        208          218          748          395    1,616            602  4,241        2,405          1,836            -          6,000    1,149        -          -        -      340,787        268            -
Period 4b Period-Dependent Costs 4b.4.1    Decon supplies                                                      1,323      -            -            -            -          -        -              331  1,654        1,654            -              -            -        -          -          -        -          -          -              -
4b.4.2    Insurance                                                            -        -            -            -            -          -      1,223            122  1,346        1,346            -              -            -        -          -          -        -          -          -              -
4b.4.3    Property taxes                                                        -        -            -            -            -          -      1,014            101  1,115        1,115            -              -            -        -          -          -        -          -          -              -
4b.4.4    Health physics supplies                                              -      2,962          -            -            -          -        -              741  3,703        3,703            -              -            -        -          -          -        -          -          -              -
4b.4.5    Heavy equipment rental                                                -      5,239          -            -            -          -        -              786  6,024        6,024            -              -            -        -          -          -        -          -          -              -
4b.4.6    Disposal of DAW generated                                            -        -          104            36          -          275      -              85    500          500            -              -            -      4,963        -          -        -      103,984        153            -
4b.4.7    Plant energy budget                                                  -        -            -            -            -          -      5,293            794  6,086        6,086            -              -            -        -          -          -        -          -          -              -
4b.4.8    NRC Fees                                                              -        -            -            -            -          -        986            99  1,085        1,085            -              -            -        -          -          -        -          -          -              -
4b.4.9    Emergency Planning Fees                                              -        -            -            -            -          -        811            81    892          -              892            -            -        -          -          -        -          -          -              -
4b.4.10    Liquid Radwaste Processing Equipment/Services                        -        -            -            -            -          -        866            130    996          996            -              -            -        -          -          -        -          -          -              -
4b.4.11    ISFSI Operating Costs                                                -        -            -            -            -          -        114            17    131          -              131            -            -        -          -          -        -          -          -              -
4b.4.12    Corporate A&G Cost                                                    -        -            -            -            -          -      1,964            295  2,259        2,259            -              -            -        -          -          -        -          -          -              -
4b.4.13    Remedial Actions Surveys                                              -        -            -            -            -          -      3,297            495  3,792        3,792            -              -            -        -          -          -        -          -          -              -
4b.4.14    Security Staff Cost                                                  -        -            -            -            -          -      5,310            796  6,106        6,106            -              -            -        -          -          -        -          -          -        128,465 4b.4.15    DOC Staff Cost                                                        -        -            -            -            -          -    16,414          2,462  18,876      18,876            -              -            -        -          -          -        -          -          -        199,270 4b.4.16    Utility Staff Cost                                                    -        -            -            -            -          -    22,497          3,374  25,871      24,707          1,164            -            -        -          -          -        -          -          -        356,142 4b.4      Subtotal Period 4b Period-Dependent Costs                          1,323    8,201        104            36          -          275  59,788        10,708  80,436      78,249          2,187            -            -      4,963        -          -        -      103,984        153      683,877 4b.0      TOTAL PERIOD 4b COST                                                4,971    29,570      2,021        7,616        13,690      13,498  63,178        24,787 159,332      150,774          4,023          4,536    123,196  288,922        -          -        -    16,976,940    329,637      696,213 TLG Services, LLC
 
Beaver Valley Power Station                                                                                                                                                                                                                            Document E22-1783-001, Rev. 1 Decommissioning Cost Analysis                                                                                                                                                                                                                                  Appendix C, Page 10 of 23 Table C-1 Beaver Valley Integrated Unit 1 DECON Decommissioning Cost Estimate (Thousands of 2020 Dollars)
Costs run: Wed, Feb 17, 2021 at 10:25:10                                              Off-Site    LLRW                                        NRC        Spent Fuel        Site      Processed            Burial Volumes              Burial /                Utility and Activity                  DECCER Version 2016.08.16d          Decon      Removal  Packaging  Transport  Processing  Disposal  Other      Total      Total  Lic. Term. Management    Restoration    Volume    Class A  Class B    Class C  GTCC    Processed    Craft      Contractor Index                        Activity Description            Cost        Cost      Costs      Costs      Costs      Costs    Costs    Contingency  Costs    Costs        Costs          Costs        Cu. Feet  Cu. Feet Cu. Feet  Cu. Feet Cu. Feet  Wt., Lbs. Manhours    Manhours PERIOD 4e - Delay before License Termination Period 4e Direct Decommissioning Activities Period 4e Collateral Costs 4e.3.1    Spent Fuel Capital and Transfer                              -        -          -          -            -        -      1,565            235  1,799        -            1,799            -          -        -        -          -        -            -          -              -
4e.3      Subtotal Period 4e Collateral Costs                          -        -          -          -            -        -      1,565            235  1,799        -            1,799            -          -        -        -          -        -            -          -              -
Period 4e Period-Dependent Costs 4e.4.1    Insurance                                                    -        -          -          -            -        -      1,200            120  1,320        -            1,320            -          -        -        -          -        -            -          -              -
4e.4.2    Property taxes                                              -        -          -          -            -        -        999            100  1,099      1,099            -              -          -        -        -          -        -            -          -              -
4e.4.3    Health physics supplies                                      -        221        -          -            -        -        -              55    277        277            -              -          -        -        -          -        -            -          -              -
4e.4.4    Disposal of DAW generated                                    -        -            4          2          -          12    -                4      21          21          -              -          -      211      -          -        -          4,419          7          -
4e.4.6    NRC Fees                                                    -        -          -          -            -        -        410            41    451        451            -              -          -        -        -          -        -            -          -              -
4e.4.7    Emergency Planning Fees                                      -        -          -          -            -        -        795            80    875        -              875            -          -        -        -          -        -            -          -              -
4e.4.8    ISFSI Operating Costs                                        -        -          -          -            -        -        112            17    129        -              129            -          -        -        -          -        -            -          -              -
4e.4.9    Corporate A&G Cost                                          -        -          -          -            -        -      1,885            283  2,168      2,168            -              -          -        -        -          -        -            -          -              -
4e.4.10    Security Staff Cost                                          -        -          -          -            -        -      5,210            781  5,991      5,991            -              -          -        -        -          -        -            -          -        126,048 4e.4.11    Utility Staff Cost                                          -        -          -          -            -        -      1,852            278  2,129        982          1,148            -          -        -        -          -        -            -          -          29,120 4e.4      Subtotal Period 4e Period-Dependent Costs                    -        221          4          2          -          12  12,463          1,758  14,460      10,989          3,472            -          -      211      -          -        -          4,419          7      155,168 4e.0      TOTAL PERIOD 4e COST                                        -        221          4          2          -          12  14,028          1,993  16,260      10,989          5,271            -          -      211      -          -        -          4,419          7      155,168 PERIOD 4f - License Termination Period 4f Direct Decommissioning Activities 4f.1.1    ORISE confirmatory survey                                    -        -          -          -            -        -        181            54    235        235            -              -          -        -        -          -        -            -          -              -
4f.1.2    Terminate license                                                                                                                                      a 4f.1      Subtotal Period 4f Activity Costs                            -        -          -          -            -        -        181            54    235        235            -              -          -        -        -          -        -            -          -              -
Period 4f Additional Costs 4f.2.1    License Termination Survey                                  -        -          -          -            -        -      9,565          2,870  12,435      12,435            -              -          -        -        -          -        -            -      129,988          3,120 4f.2      Subtotal Period 4f Additional Costs                          -        -          -          -            -        -      9,565          2,870  12,435      12,435            -              -          -        -        -          -        -            -      129,988          3,120 Period 4f Collateral Costs 4f.3.1    DOC staff relocation expenses                                -        -          -          -            -        -      1,523            229  1,752      1,752            -              -          -        -        -          -        -            -          -              -
4f.3.2    Spent Fuel Capital and Transfer                              -        -          -          -            -        -        592            89    681        -              681            -          -        -        -          -        -            -          -              -
4f.3      Subtotal Period 4f Collateral Costs                          -        -          -          -            -        -      2,116            317  2,433      1,752            681            -          -        -        -          -        -            -          -              -
Period 4f Period-Dependent Costs 4f.4.1    Insurance                                                    -        -          -          -            -        -        454            45    499        -              499            -          -        -        -          -        -            -          -              -
4f.4.2    Property taxes                                              -        -          -          -            -        -        378            38    416        416            -              -          -        -        -          -        -            -          -              -
4f.4.3    Health physics supplies                                      -        814        -          -            -        -        -              203  1,017      1,017            -              -          -        -        -          -        -            -          -              -
4f.4.4    Disposal of DAW generated                                    -        -            7          3          -          20    -                6      36          36          -              -          -      356      -          -        -          7,451          11          -
4f.4.5    Plant energy budget                                          -        -          -          -            -        -        524            79    602        602            -              -          -        -        -          -        -            -          -              -
4f.4.6    NRC Fees                                                    -        -          -          -            -        -        427            43    470        470            -              -          -        -        -          -        -            -          -              -
4f.4.7    Emergency Planning Fees                                      -        -          -          -            -        -        301            30    331        -              331            -          -        -        -          -        -            -          -              -
4f.4.8    ISFSI Operating Costs                                        -        -          -          -            -        -          42            6      49        -                49            -          -        -        -          -        -            -          -              -
4f.4.9    Corporate A&G Cost                                          -        -          -          -            -        -        714            107    821        821            -              -          -        -        -          -        -            -          -              -
4f.4.10    Security Staff Cost                                          -        -          -          -            -        -      1,970            295  2,265        614          1,651            -          -        -        -          -        -            -          -          47,657 4f.4.11    DOC Staff Cost                                              -        -          -          -            -        -      3,991            599  4,590      4,590            -              -          -        -        -          -        -            -          -          46,791 4f.4.12    Utility Staff Cost                                          -        -          -          -            -        -      4,049            607  4,657      4,224            433            -          -        -        -          -        -            -          -          57,015 4f.4      Subtotal Period 4f Period-Dependent Costs                    -        814          7          3          -          20  12,850          2,059  15,752      12,789          2,963            -          -      356      -          -        -          7,451          11      151,463 4f.0      TOTAL PERIOD 4f COST                                        -        814          7          3          -          20  24,712          5,300  30,855      27,211          3,644            -          -      356      -          -        -          7,451    129,999      154,583 PERIOD 4 TOTALS                                                      5,467  71,051    18,633      15,886      29,489    46,632  173,295        78,854 439,308    410,169        19,856          9,283    271,067  360,857      751        617      -    28,235,070    787,778    1,796,478 TLG Services, LLC
 
Beaver Valley Power Station                                                                                                                                                                                                                Document E22-1783-001, Rev. 1 Decommissioning Cost Analysis                                                                                                                                                                                                                      Appendix C, Page 11 of 23 Table C-1 Beaver Valley Integrated Unit 1 DECON Decommissioning Cost Estimate (Thousands of 2020 Dollars)
Costs run: Wed, Feb 17, 2021 at 10:25:10                                        Off-Site    LLRW                                    NRC      Spent Fuel      Site        Processed            Burial Volumes              Burial /            Utility and Activity                  DECCER Version 2016.08.16d          Decon  Removal  Packaging Transport Processing  Disposal Other      Total    Total  Lic. Term. Management    Restoration      Volume  Class A  Class B    Class C  GTCC    Processed  Craft    Contractor Index                        Activity Description            Cost    Cost      Costs    Costs    Costs      Costs  Costs    Contingency  Costs    Costs        Costs        Costs        Cu. Feet Cu. Feet Cu. Feet  Cu. Feet Cu. Feet  Wt., Lbs. Manhours  Manhours PERIOD 5b - Site Restoration Period 5b Direct Decommissioning Activities Demolition of Remaining Site Buildings 5b.1.1.1  Reactor                                                    -    2,367          -        -          -        -      -            355  2,722        -            -            2,722          -      -        -          -        -          -      19,116          -
5b.1.1.2  Auxiliary                                                  -      542          -        -          -        -      -              81    623        -            -              623          -      -        -          -        -          -      3,620          -
5b.1.1.3  Circulating Water Piping                                  -        60        -        -          -        -      -              9      69        -            -                69        -      -        -          -        -          -        680          -
5b.1.1.5  Cooling Tower Pump House                                  -      128          -        -          -        -      -              19    148        -            -              148          -      -        -          -        -          -      1,413          -
5b.1.1.6  Diesel Generator                                          -        65        -        -          -        -      -              10      74        -            -                74        -      -        -          -        -          -        338          -
5b.1.1.7  Fuel                                                      -      574          -        -          -        -      -              86    660        -            -              660          -      -        -          -        -          -      4,485          -
5b.1.1.8  Main Steam, Cable Vault, Safeguards                        -      267          -        -          -        -      -              40    308        -            -              308          -      -        -          -        -          -      1,663          -
5b.1.1.9  Service, Wrhse & Control Area                              -      769          -        -          -        -      -            115    884        -            -              884          -      -        -          -        -          -      6,218          -
5b.1.1.10 Solid Waste & Coolant Recovery Storage                      -      209          -        -          -        -      -              31    241        -            -              241          -      -        -          -        -          -      1,166          -
5b.1.1.11 Turbine                                                    -    1,633          -        -          -        -      -            245  1,878        -            -            1,878          -      -        -          -        -          -      18,918          -
5b.1.1.12 Turbine Pedestal                                            -      325          -        -          -        -      -              49    374        -            -              374          -      -        -          -        -          -      1,616          -
5b.1.1.13 Warehouse                                                  -      160          -        -          -        -      -              24    184        -            -              184          -      -        -          -        -          -      1,928          -
5b.1.1.14 Yard Tanks & Foundations                                    -        87        -        -          -        -      -              13    100        -            -              100          -      -        -          -        -          -        427          -
5b.1.1    Totals                                                    -    7,187          -        -          -        -      -          1,078  8,265        -            -            8,265          -      -        -          -        -          -      61,588          -
Site Closeout Activities 5b.1.2    Grade & landscape site                                    -      284          -        -          -        -      -              43    326        -            -              326          -      -        -          -        -          -        698          -
5b.1.3    Final report to NRC                                        -      -            -        -          -        -      203            30    233        233          -              -            -      -        -          -        -          -        -          1,560 5b.1      Subtotal Period 5b Activity Costs                          -    7,470          -        -          -        -      203        1,151  8,824        233          -            8,591          -      -        -          -        -          -      62,286        1,560 Period 5b Additional Costs 5b.2.1    Demolish Cooling Tower                                    -    6,700          -        -          -        -      313        1,052  8,064        -            -            8,064          -      -        -          -        -          -      74,585          -
5b.2.2    Concrete Crushing                                          -      747          -        -          -        -        5          113    865        -            -              865          -      -        -          -        -          -      2,989          -
5b.2.3    Construction Debris                                        -      -            -        -          -        -        30            5      35        -            -                35        -      -        -          -        -          -        -            -
5b.2      Subtotal Period 5b Additional Costs                        -    7,447          -        -          -        -      348        1,169  8,964        -            -            8,964          -      -        -          -        -          -      77,573          -
Period 5b Collateral Costs 5b.3.1    Small tool allowance                                      -      101          -        -          -        -      -              15    116        -            -              116          -      -        -          -        -          -        -            -
5b.3.2    Spent Fuel Capital and Transfer                            -      -            -        -          -        -      783          118    901        -            901            -            -      -        -          -        -          -        -            -
5b.3      Subtotal Period 5b Collateral Costs                        -      101          -        -          -        -      783          133  1,017        -            901            116          -      -        -          -        -          -        -            -
Period 5b Period-Dependent Costs 5b.4.1    Insurance                                                  -      -            -        -          -        -      600            60    660        -            660            -            -      -        -          -        -          -        -            -
5b.4.2    Property taxes                                            -      -            -        -          -        -    1,000          100  1,100        -          1,100            -            -      -        -          -        -          -        -            -
5b.4.3    Heavy equipment rental                                    -    6,738          -        -          -        -      -          1,011  7,748        -            -            7,748          -      -        -          -        -          -        -            -
5b.4.4    Plant energy budget                                        -      -            -        -          -        -      692          104    796        -            -              796          -      -        -          -        -          -        -            -
5b.4.5    NRC ISFSI Fees                                            -      -            -        -          -        -      205            21    226        -            226            -            -      -        -          -        -          -        -            -
5b.4.6    Emergency Planning Fees                                    -      -            -        -          -        -      795            80    875        -            875            -            -      -        -          -        -          -        -            -
5b.4.7    ISFSI Operating Costs                                      -      -            -        -          -        -      112            17    129        -            129            -            -      -        -          -        -          -        -            -
5b.4.8    Corporate A&G Cost                                        -      -            -        -          -        -    1,888          283  2,171        -            -            2,171          -      -        -          -        -          -        -            -
5b.4.9    Security Staff Cost                                        -      -            -        -          -        -    1,821          273  2,095        -            -            2,095          -      -        -          -        -          -        -        32,448 5b.4.10    DOC Staff Cost                                            -      -            -        -          -        -    9,942        1,491  11,434        -            -          11,434          -      -        -          -        -          -        -        110,240 5b.4.11    Utility Staff Cost                                        -      -            -        -          -        -    3,735          560  4,296        -            889          3,406          -      -        -          -        -          -        -        54,080 5b.4      Subtotal Period 5b Period-Dependent Costs                  -    6,738          -        -          -        -  20,792        3,999  31,529        -          3,879        27,650          -      -        -          -        -          -        -        196,768 5b.0      TOTAL PERIOD 5b COST                                      -  21,756          -        -          -        -  22,126        6,452  50,334        233        4,780        45,321          -      -        -          -        -          -    139,859      198,328 PERIOD 5c - Fuel Storage Operations/Shipping Period 5c Direct Decommissioning Activities Period 5c Collateral Costs 5c.3.1    Spent Fuel Capital and Transfer                            -      -            -        -          -        -  10,772        1,616  12,388        -          12,388            -            -      -        -          -        -          -        -            -
5c.3      Subtotal Period 5c Collateral Costs                        -      -            -        -          -        -  10,772        1,616  12,388        -          12,388            -            -      -        -          -        -          -        -            -
TLG Services, LLC
 
Beaver Valley Power Station                                                                                                                                                                                                                      Document E22-1783-001, Rev. 1 Decommissioning Cost Analysis                                                                                                                                                                                                                            Appendix C, Page 12 of 23 Table C-1 Beaver Valley Integrated Unit 1 DECON Decommissioning Cost Estimate (Thousands of 2020 Dollars)
Costs run: Wed, Feb 17, 2021 at 10:25:10                                          Off-Site    LLRW                                      NRC        Spent Fuel        Site        Processed            Burial Volumes              Burial /            Utility and Activity                  DECCER Version 2016.08.16d          Decon  Removal  Packaging  Transport  Processing  Disposal  Other      Total      Total  Lic. Term. Management    Restoration      Volume  Class A  Class B    Class C  GTCC    Processed    Craft    Contractor Index                        Activity Description            Cost    Cost      Costs      Costs      Costs      Costs    Costs    Contingency  Costs    Costs        Costs          Costs        Cu. Feet Cu. Feet Cu. Feet  Cu. Feet Cu. Feet  Wt., Lbs. Manhours  Manhours Period 5c Period-Dependent Costs 5c.4.1    Insurance                                                  -      -            -          -          -        -    7,873            787  8,660        -            8,660            -            -      -        -          -        -          -          -            -
5c.4.2    Property taxes                                            -      -            -          -          -        -    13,107          1,311  14,418        -          14,418            -            -      -        -          -        -          -          -            -
5c.4.4    NRC ISFSI Fees                                            -      -            -          -          -        -    3,804            380  4,184        -            4,184            -            -      -        -          -        -          -          -            -
5c.4.5    Emergency Planning Fees                                    -      -            -          -          -        -    10,432          1,043  11,476        -          11,476            -            -      -        -          -        -          -          -            -
5c.4.6    ISFSI Operating Costs                                      -      -            -          -          -        -    1,468            220  1,688        -            1,688            -            -      -        -          -        -          -          -            -
5c.4.7    Corporate A&G Cost                                        -      -            -          -          -        -    3,537            531  4,068        -            4,068            -            -      -        -          -        -          -          -            -
5c.4.8    Security Staff Cost                                        -      -            -          -          -        -    23,889          3,583  27,473        -          27,473            -            -      -        -          -        -          -          -      425,602 5c.4.9    Utility Staff Cost                                        -      -            -          -          -        -    13,079          1,962  15,041        -          15,041            -            -      -        -          -        -          -          -      184,155 5c.4      Subtotal Period 5c Period-Dependent Costs                  -      -            -          -          -        -    77,189          9,818  87,007        -          87,007            -            -      -        -          -        -          -          -      609,757 5c.0      TOTAL PERIOD 5c COST                                      -      -            -          -          -        -    87,961        11,433  99,395        -          99,395            -            -      -        -          -        -          -          -      609,757 PERIOD 5d - GTCC shipping Period 5d Direct Decommissioning Activities Nuclear Steam Supply System Removal 5d.1.1.1  Vessel & Internals GTCC Disposal                          -      -        1,175        -          -      7,713    -            1,451  10,339      10,339            -              -            -      -        -          -      1,330    271,794        -            -
5d.1.1    Totals                                                    -      -        1,175        -          -      7,713    -            1,451  10,339      10,339            -              -            -      -        -          -      1,330    271,794        -            -
5d.1      Subtotal Period 5d Activity Costs                          -      -        1,175        -          -      7,713    -            1,451  10,339      10,339            -              -            -      -        -          -      1,330    271,794        -            -
Period 5d Period-Dependent Costs 5d.4.1    Insurance                                                  -      -            -          -          -        -        12            1      13          13          -              -            -      -        -          -        -          -          -            -
5d.4.2    Property taxes                                            -      -            -          -          -        -        19            2      21          21          -              -            -      -        -          -        -          -          -            -
5d.4.4    NRC ISFSI Fees                                            -      -            -          -          -        -          4            0      4        -                4            -            -      -        -          -        -          -          -            -
5d.4.5    Emergency Planning Fees                                    -      -            -          -          -        -        15            2      17        -                17            -            -      -        -          -        -          -          -            -
5d.4.6    ISFSI Operating Costs                                      -      -            -          -          -        -          2            0      2        -                2            -            -      -        -          -        -          -          -            -
5d.4.7    Corporate A&G Cost                                        -      -            -          -          -        -          4            1      4            4          -              -            -      -        -          -        -          -          -            -
5d.4.8    Security Staff Cost                                        -      -            -          -          -        -        35            5      40          40          -              -            -      -        -          -        -          -          -            622 5d.4.9    Utility Staff Cost                                        -      -            -          -          -        -        19            3      22          22          -              -            -      -        -          -        -          -          -            269 5d.4      Subtotal Period 5d Period-Dependent Costs                  -      -            -          -          -        -      110            14    124        100              24            -            -      -        -          -        -          -          -            892 5d.0      TOTAL PERIOD 5d COST                                      -      -        1,175        -          -      7,713    110          1,465  10,463      10,439              24            -            -      -        -          -      1,330    271,794        -            892 PERIOD 5e - ISFSI Decontamination Period 5e Direct Decommissioning Activities Period 5e Additional Costs 5e.2.1    License Termination ISFSI                                  -      126        129        885          -      1,372  1,270            946  4,729      4,729            -              -            -  12,920      -          -        -    1,547,466    7,203        1,664 5e.2      Subtotal Period 5e Additional Costs                        -      126        129        885          -      1,372  1,270            946  4,729      4,729            -              -            -  12,920      -          -        -    1,547,466    7,203        1,664 Period 5e Period-Dependent Costs 5e.4.1    Insurance                                                  -      -            -          -          -        -        13            3      16          16          -              -            -      -        -          -        -          -          -            -
5e.4.2    Property taxes                                            -      -            -          -          -        -      332            83    416        416            -              -            -      -        -          -        -          -          -            -
5e.4.3    Plant energy budget                                        -      -            -          -          -        -        23            6      29          29          -              -            -      -        -          -        -          -          -            -
5e.4.4    Corporate A&G Cost                                        -      -            -          -          -        -        63            16      78          78          -              -            -      -        -          -        -          -          -            -
5e.4.5    Security Staff Cost                                        -      -            -          -          -        -      130            33    163        163            -              -            -      -        -          -        -          -          -          2,500 5e.4.6    Utility Staff Cost                                        -      -            -          -          -        -      137            34    171        171            -              -            -      -        -          -        -          -          -          1,896 5e.4      Subtotal Period 5e Period-Dependent Costs                  -      -            -          -          -        -      698            174    872        872            -              -            -      -        -          -        -          -          -          4,396 5e.0      TOTAL PERIOD 5e COST                                      -      126        129        885          -      1,372  1,968          1,120  5,601      5,601            -              -            -  12,920      -          -        -    1,547,466    7,203        6,060 PERIOD 5f - ISFSI Site Restoration Period 5f Direct Decommissioning Activities Period 5f Additional Costs 5f.2.1    Site Restoration ISFSI                                    -    1,688          -          -          -        -      274            294  2,256        -              -            2,256          -      -        -          -        -          -      16,280          160 5f.2      Subtotal Period 5f Additional Costs                        -    1,688          -          -          -        -      274            294  2,256        -              -            2,256          -      -        -          -        -          -      16,280          160 Period 5f Collateral Costs 5f.3.1    Small tool allowance                                      -        20        -          -          -        -      -                3      23        -              -                23        -      -        -          -        -          -          -            -
5f.3      Subtotal Period 5f Collateral Costs                        -        20        -          -          -        -      -                3      23        -              -                23        -      -        -          -        -          -          -            -
TLG Services, LLC
 
Beaver Valley Power Station                                                                                                                                                                                                                                        Document E22-1783-001, Rev. 1 Decommissioning Cost Analysis                                                                                                                                                                                                                                              Appendix C, Page 13 of 23 Table C-1 Beaver Valley Integrated Unit 1 DECON Decommissioning Cost Estimate (Thousands of 2020 Dollars)
Costs run: Wed, Feb 17, 2021 at 10:25:10                                                        Off-Site    LLRW                                          NRC      Spent Fuel      Site      Processed            Burial Volumes              Burial /              Utility and Activity                    DECCER Version 2016.08.16d                  Decon      Removal  Packaging  Transport    Processing  Disposal    Other      Total        Total  Lic. Term. Management    Restoration    Volume    Class A  Class B    Class C  GTCC    Processed    Craft    Contractor Index                            Activity Description                  Cost      Cost      Costs      Costs        Costs        Costs    Costs    Contingency    Costs      Costs        Costs        Costs        Cu. Feet  Cu. Feet Cu. Feet  Cu. Feet Cu. Feet  Wt., Lbs. Manhours  Manhours Period 5f Period-Dependent Costs 5f.4.2      Property taxes                                                      -        -          -          -            -          -        168            17      184        -            -              184        -        -        -          -        -          -          -            -
5f.4.3      Heavy equipment rental                                              -        117        -          -            -          -        -              17      134        -            -              134        -        -        -          -        -          -          -            -
5f.4.4      Plant energy budget                                                  -        -          -          -            -          -          12            2        13        -            -              13        -        -        -          -        -          -          -            -
5f.4.5      Corporate A&G Cost                                                  -        -          -          -            -          -          32            5        36        -            -              36        -        -        -          -        -          -          -            -
5f.4.6      Security Staff Cost                                                  -        -          -          -            -          -          66            10        76        -            -              76        -        -        -          -        -          -          -          1,260 5f.4.7      Utility Staff Cost                                                  -        -          -          -            -          -          56            8        64        -            -              64        -        -        -          -        -          -          -            782 5f.4        Subtotal Period 5f Period-Dependent Costs                            -        117        -          -            -          -        332            59      508        -            -              508        -        -        -          -        -          -          -          2,042 5f.0        TOTAL PERIOD 5f COST                                                -      1,825        -          -            -          -        607            356    2,788        -            -            2,788        -        -        -          -        -          -      16,280        2,202 PERIOD 5 TOTALS                                                                  -      23,707      1,304          885          -        9,086  112,771        20,827  168,580      16,274      104,198        48,109          -    12,920      -          -      1,330  1,819,260    163,342      817,239 TOTAL COST TO DECOMMISSION                                                    15,276  102,735    20,762      17,992      29,989      59,745  636,775        157,831 1,041,106    708,899      273,169        59,038    317,077  382,498    1,287      617    1,330  33,107,320  1,033,110    5,000,491 TOTAL COST TO DECOMMISSION WITH 17.87% CONTINGENCY:                                                        $1,041,106  thousands of 2020 dollars TOTAL NRC LICENSE TERMINATION COST IS 68.09% OR:                                                            $708,899  thousands of 2020 dollars SPENT FUEL MANAGEMENT COST IS 26.24% OR:                                                                    $273,169  thousands of 2020 dollars NON-NUCLEAR DEMOLITION COST IS 5.67% OR:                                                                      $59,038  thousands of 2020 dollars TOTAL LOW-LEVEL RADIOACTIVE WASTE VOLUME BURIED (EXCLUDING GTCC):                                              384,402 Cubic Feet TOTAL GREATER THAN CLASS C RADWASTE VOLUME GENERATED:                                                            1,330 Cubic Feet TOTAL SCRAP METAL REMOVED:                                                                                      33,029 Tons TOTAL CRAFT LABOR REQUIREMENTS:                                                                              1,033,110 Man-hours End Notes:
n/a - indicates that this activity not charged as decommissioning expense a - indicates that this activity performed by decommissioning staff 0 - indicates that this value is less than 0.5 but is non-zero A cell containing " - " indicates a zero value TLG Services, LLC
 
Beaver Valley Power Station                                                                                                                                                                                                            Document E22-1783-001, Rev. 1 Decommissioning Cost Analysis                                                                                                                                                                                                              Appendix C, Page 14 of 23 Table C-2 Beaver Valley Integrated Unit 2 DECON Decommissioning Cost Estimate (Thousands of 2020 Dollars)
Costs run: Wed, Feb 17, 2021 at 10:26:02                                          Off-Site    LLRW                                    NRC        Spent Fuel      Site      Processed          Burial Volumes            Burial /          Utility and Activity            DECCER Version 2016.08.16d            Decon  Removal Packaging Transport Processing  Disposal  Other      Total    Total  Lic. Term. Management    Restoration    Volume  Class A  Class B  Class C  GTCC    Processed    Craft  Contractor Index                  Activity Description              Cost    Cost    Costs    Costs    Costs      Costs    Costs  Contingency  Costs    Costs        Costs        Costs      Cu. Feet Cu. Feet Cu. Feet Cu. Feet Cu. Feet  Wt., Lbs. Manhours Manhours PERIOD 1a - Shutdown through Transition Period 1a Direct Decommissioning Activities 1a.1.1    Prepare preliminary decommissioning cost              -      -        -        -          -        -        72            11    83          83          -            -          -      -        -        -      -          -        -          556 1a.1.2    Notification of Cessation of Operations                                                                                              a 1a.1.3    Remove fuel & source material                                                                                                      n/a 1a.1.4    Notification of Permanent Defueling                                                                                                  a 1a.1.5    Deactivate plant systems & process waste                                                                                            a 1a.1.6    Prepare and submit PSDAR                              -      -        -        -          -        -      111            17    128        128            -            -          -      -        -        -      -          -        -          856 1a.1.7    Review plant dwgs & specs.                            -      -        -        -          -        -      256            38    294        294            -            -          -      -        -        -      -          -        -        1,969 1a.1.8    Perform detailed rad survey                                                                                                          a 1a.1.9    Estimate by-product inventory                          -      -        -        -          -        -        56            8    64          64          -            -          -      -        -        -      -          -        -          428 1a.1.10    End product description                                -      -        -        -          -        -        56            8    64          64          -            -          -      -        -        -      -          -        -          428 1a.1.11    Detailed by-product inventory                          -      -        -        -          -        -        72            11    83          83          -            -          -      -        -        -      -          -        -          556 1a.1.12    Define major work sequence                            -      -        -        -          -        -      417            63    480        480            -            -          -      -        -        -      -          -        -        3,210 1a.1.13    Perform SER and EA                                    -      -        -        -          -        -      172            26    198        198            -            -          -      -        -        -      -          -        -        1,327 1a.1.14    Prepare/submit Defueled Technical Specifications      -      -        -        -          -        -      417            63    480        480            -            -          -      -        -        -      -          -        -        3,210 1a.1.15    Perform Site-Specific Cost Study                      -      -        -        -          -        -      278            42    320        320            -            -          -      -        -        -      -          -        -        2,140 1a.1.16    Prepare/submit Irradiated Fuel Management Plan        -      -        -        -          -        -        56            8    64          64          -            -          -      -        -        -      -          -        -          428 Activity Specifications 1a.1.17.1 Plant & temporary facilities                            -      -        -        -          -        -      274            41    315        283            -              31        -      -        -        -      -          -        -        2,106 1a.1.17.2 Plant systems                                          -      -        -        -          -        -      232            35    266        240            -              27        -      -        -        -      -          -        -        1,783 1a.1.17.3 NSSS Decontamination Flush                              -      -        -        -          -        -        28            4    32          32          -            -          -      -        -        -      -          -        -          214 1a.1.17.4 Reactor internals                                      -      -        -        -          -        -      395            59    454        454            -            -          -      -        -        -      -          -        -        3,039 1a.1.17.5 Reactor vessel                                          -      -        -        -          -        -      361            54    416        416            -            -          -      -        -        -      -          -        -        2,782 1a.1.17.6 Biological shield                                      -      -        -        -          -        -        28            4    32          32          -            -          -      -        -        -      -          -        -          214 1a.1.17.7 Steam generators                                        -      -        -        -          -        -      174            26    200        200            -            -          -      -        -        -      -          -        -        1,335 1a.1.17.8 Reinforced concrete                                    -      -        -        -          -        -        89            13    102          51          -              51        -      -        -        -      -          -        -          685 1a.1.17.9 Main Turbine                                            -      -        -        -          -        -        22            3    26        -              -              26        -      -        -        -      -          -        -          171 1a.1.17.10 Main Condensers                                        -      -        -        -          -        -        22            3    26        -              -              26        -      -        -        -      -          -        -          171 1a.1.17.11 Plant structures & buildings                          -      -        -        -          -        -      174            26    200        100            -            100        -      -        -        -      -          -        -        1,335 1a.1.17.12 Waste management                                      -      -        -        -          -        -      256            38    294        294            -            -          -      -        -        -      -          -        -        1,969 1a.1.17.13 Facility & site closeout                              -      -        -        -          -        -        50            8    58          29          -              29        -      -        -        -      -          -        -          385 1a.1.17    Total                                                  -      -        -        -          -        -    2,104          316  2,419      2,130            -            289        -      -        -        -      -          -        -      16,190 Planning & Site Preparations 1a.1.18    Prepare dismantling sequence                          -      -        -        -          -        -      133            20    153        153            -            -          -      -        -        -      -          -        -        1,027 1a.1.19    Plant prep. & temp. svces                              -      -        -        -          -        -    3,500          525  4,025      4,025            -            -          -      -        -        -      -          -        -          -
1a.1.20    Design water clean-up system                          -      -        -        -          -        -        78            12    90          90          -            -          -      -        -        -      -          -        -          599 1a.1.21    Rigging/Cont. Cntrl Envlps/tooling/etc.                -      -        -        -          -        -    2,400          360  2,760      2,760            -            -          -      -        -        -      -          -        -          -
1a.1.22    Procure casks/liners & containers                      -      -        -        -          -        -        68            10    79          79          -            -          -      -        -        -      -          -        -          526 1a.1      Subtotal Period 1a Activity Costs                      -      -        -        -          -        -    10,246        1,537 11,783      11,494            -            289        -      -        -        -      -          -        -      33,451 Period 1a Additional Costs 1a.2.1    Spent Fuel Pool Isolation                              -      -        -        -          -        -    8,450        1,268  9,718      9,718            -            -          -      -        -        -      -          -        -          -
1a.2      Subtotal Period 1a Additional Costs                    -      -        -        -          -        -    8,450        1,268  9,718      9,718            -            -          -      -        -        -      -          -        -          -
Period 1a Collateral Costs 1a.3.1    Spent Fuel Capital and Transfer                        -      -        -        -          -        -    3,287          493  3,781        -            3,781          -          -      -        -        -      -          -        -          -
1a.3      Subtotal Period 1a Collateral Costs                    -      -        -        -          -        -    3,287          493  3,781        -            3,781          -          -      -        -        -      -          -        -          -
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Beaver Valley Power Station                                                                                                                                                                                                                      Document E22-1783-001, Rev. 1 Decommissioning Cost Analysis                                                                                                                                                                                                                        Appendix C, Page 15 of 23 Table C-2 Beaver Valley Integrated Unit 2 DECON Decommissioning Cost Estimate (Thousands of 2020 Dollars)
Costs run: Wed, Feb 17, 2021 at 10:26:02                                              Off-Site    LLRW                                      NRC        Spent Fuel      Site      Processed            Burial Volumes            Burial /              Utility and Activity          DECCER Version 2016.08.16d        Decon      Removal  Packaging  Transport  Processing  Disposal    Other      Total    Total  Lic. Term. Management    Restoration    Volume    Class A  Class B  Class C  GTCC    Processed    Craft    Contractor Index                  Activity Description          Cost        Cost      Costs      Costs      Costs      Costs      Costs    Contingency  Costs    Costs        Costs          Costs      Cu. Feet  Cu. Feet  Cu. Feet Cu. Feet Cu. Feet  Wt., Lbs. Manhours    Manhours Period 1a Period-Dependent Costs 1a.4.1    Insurance                                          -          -          -          -            -        -      2,390            239  2,628      2,628            -            -          -        -        -        -      -          -          -            -
1a.4.2    Property taxes                                    -          -          -          -            -        -        791            79    870        870            -            -          -        -        -        -      -          -          -            -
1a.4.3    Health physics supplies                            -        584        -          -            -        -        -              146    729        729            -            -          -        -        -        -      -          -          -            -
1a.4.4    Heavy equipment rental                            -        753        -          -            -        -        -              113    866        866            -            -          -        -        -        -      -          -          -            -
1a.4.5    Disposal of DAW generated                          -          -            13          4        -          34    -              10    61          61          -            -          -        605      -        -      -        12,683          19          -
1a.4.6    Plant energy budget                                -          -          -          -            -        -      3,462            519  3,981      3,981            -            -          -        -        -        -      -          -          -            -
1a.4.7    NRC Fees                                          -          -          -          -            -        -      1,137            114  1,251      1,251            -            -          -        -        -        -      -          -          -            -
1a.4.8    Emergency Planning Fees                            -          -          -          -            -        -      1,793            179  1,972        -            1,972          -          -        -        -        -      -          -          -            -
1a.4.9    Spent Fuel Pool O&M                                -          -          -          -            -        -        845            127    971        -              971          -          -        -        -        -      -          -          -            -
1a.4.10  ISFSI Operating Costs                              -          -          -          -            -        -          56            8    64        -                64          -          -        -        -        -      -          -          -            -
1a.4.11  Corporate A&G Cost                                -          -          -          -            -        -      7,516          1,127  8,644      8,644            -            -          -        -        -        -      -          -          -            -
1a.4.12  Security Staff Cost                                -          -          -          -            -        -      8,418          1,263  9,680      9,680            -            -          -        -        -        -      -          -          -        215,488 1a.4.13  Utility Staff Cost                                -          -          -          -            -        -    25,437          3,816 29,253      29,253            -            -          -        -        -        -      -          -          -        357,760 1a.4      Subtotal Period 1a Period-Dependent Costs          -      1,336          13          4        -          34  51,845          7,740 60,972      57,964          3,007          -          -        605      -        -      -        12,683          19      573,248 1a.0      TOTAL PERIOD 1a COST                              -      1,336          13          4        -          34  73,828        11,038 86,253      79,176          6,788          289        -        605      -        -      -        12,683          19      606,699 PERIOD 1b - Decommissioning Preparations Period 1b Direct Decommissioning Activities Detailed Work Procedures 1b.1.1.1 Plant systems                                      -          -          -          -            -        -        263            39    303        272            -              30        -        -        -        -      -          -          -          2,026 1b.1.1.2 NSSS Decontamination Flush                          -          -          -          -            -        -          56            8    64          64          -            -          -        -        -        -      -          -          -            428 1b.1.1.3 Reactor internals                                  -          -          -          -            -        -        139            21    160        160            -            -          -        -        -        -      -          -          -          1,070 1b.1.1.4 Remaining buildings                                -          -          -          -            -        -          75            11    86          22          -              65        -        -        -        -      -          -          -            578 1b.1.1.5 CRD cooling assembly                                -          -          -          -            -        -          56            8    64          64          -            -          -        -        -        -      -          -          -            428 1b.1.1.6 CRD housings & ICI tubes                            -          -          -          -            -        -          56            8    64          64          -            -          -        -        -        -      -          -          -            428 1b.1.1.7 Incore instrumentation                              -          -          -          -            -        -          56            8    64          64          -            -          -        -        -        -      -          -          -            428 1b.1.1.8 Reactor vessel                                      -          -          -          -            -        -        202            30    232        232            -            -          -        -        -        -      -          -          -          1,554 1b.1.1.9 Facility closeout                                  -          -          -          -            -        -          67            10    77          38          -              38        -        -        -        -      -          -          -            514 1b.1.1.10 Missile shields                                    -          -          -          -            -        -          25            4    29          29          -            -          -        -        -        -      -          -          -            193 1b.1.1.11 Biological shield                                  -          -          -          -            -        -          67            10    77          77          -            -          -        -        -        -      -          -          -            514 1b.1.1.12 Steam generators                                  -          -          -          -            -        -        256            38    294        294            -            -          -        -        -        -      -          -          -          1,969 1b.1.1.13 Reinforced concrete                                -          -          -          -            -        -          56            8    64          32          -              32        -        -        -        -      -          -          -            428 1b.1.1.14 Main Turbine                                      -          -          -          -            -        -          87            13    100        -              -            100        -        -        -        -      -          -          -            668 1b.1.1.15 Main Condensers                                    -          -          -          -            -        -          87            13    100        -              -            100        -        -        -        -      -          -          -            668 1b.1.1.16 Auxiliary building                                -          -          -          -            -        -        152            23    175        157            -              17        -        -        -        -      -          -          -          1,168 1b.1.1.17 Reactor building                                  -          -          -          -            -        -        152            23    175        157            -              17        -        -        -        -      -          -          -          1,168 1b.1.1    Total                                              -          -          -          -            -        -      1,849            277  2,126      1,726            -            400        -        -        -        -      -          -          -          14,228 1b.1.2    Decon primary loop                                574        -          -          -            -        -        -              287    861        861            -            -          -        -        -        -      -          -        1,067          -
1b.1      Subtotal Period 1b Activity Costs                  574        -          -          -            -        -      1,849            564  2,987      2,587            -            400        -        -        -        -      -          -        1,067        14,228 Period 1b Additional Costs 1b.2.1    Mixed Waste                                        -        388        252            45        500      133        80          249  1,648      1,648            -            -        46,010    1,203      -        -      -    2,688,512      2,099          -
1b.2.2    Site Characterization                              -          -          -          -            -        -      1,494            448  1,942      1,942            -            -          -        -        -        -      -          -        8,205        3,357 1b.2      Subtotal Period 1b Additional Costs                -        388        252            45        500      133    1,574            698  3,591      3,591            -            -        46,010    1,203      -        -      -    2,688,512      10,304        3,357 Period 1b Collateral Costs 1b.3.1    Decon equipment                                1,055        -          -          -            -        -        -              158  1,213      1,213            -            -          -        -        -        -      -          -          -            -
1b.3.2    DOC staff relocation expenses                      -          -          -          -            -        -      1,523            229  1,752      1,752            -            -          -        -        -        -      -          -          -            -
1b.3.3    Process decommissioning water waste                  88      -            62      133          -        230      -              128    640        640            -            -          -        542      -        -      -        32,504        106          -
1b.3.4    Process decommissioning chemical flush waste          1      -            59      209          -      2,058      -              552  2,879      2,879            -            -          -        -        536      -      -        57,138        100          -
1b.3.5    Small tool allowance                              -            5        -          -            -        -        -                1      5            5          -            -          -        -        -        -      -          -          -            -
1b.3.6    Pipe cutting equipment                            -      1,200        -          -            -        -        -              180  1,380      1,380            -            -          -        -        -        -      -          -          -            -
1b.3.7    Decon rig                                      2,088        -          -          -            -        -        -              313  2,401      2,401            -            -          -        -        -        -      -          -          -            -
1b.3.8    Spent Fuel Capital and Transfer                    -          -          -          -            -        -      1,188            178  1,366        -            1,366          -          -        -        -        -      -          -          -            -
1b.3      Subtotal Period 1b Collateral Costs            3,232      1,205        120        342          -      2,288    2,711          1,739 11,636      10,270          1,366          -          -        542      536      -      -        89,642        206          -
TLG Services, LLC
 
Beaver Valley Power Station                                                                                                                                                                                                                          Document E22-1783-001, Rev. 1 Decommissioning Cost Analysis                                                                                                                                                                                                                              Appendix C, Page 16 of 23 Table C-2 Beaver Valley Integrated Unit 2 DECON Decommissioning Cost Estimate (Thousands of 2020 Dollars)
Costs run: Wed, Feb 17, 2021 at 10:26:02                                                Off-Site    LLRW                                        NRC        Spent Fuel      Site      Processed            Burial Volumes              Burial /              Utility and Activity          DECCER Version 2016.08.16d        Decon      Removal    Packaging  Transport  Processing  Disposal    Other        Total      Total  Lic. Term. Management    Restoration    Volume    Class A  Class B  Class C  GTCC    Processed    Craft    Contractor Index                  Activity Description          Cost        Cost      Costs      Costs      Costs      Costs      Costs    Contingency  Costs    Costs        Costs          Costs      Cu. Feet  Cu. Feet  Cu. Feet Cu. Feet  Cu. Feet  Wt., Lbs. Manhours    Manhours Period 1b Period-Dependent Costs 1b.4.1    Decon supplies                                      38      -          -          -            -          -        -                9      47          47          -            -          -        -        -        -        -          -          -            -
1b.4.2    Insurance                                        -          -          -          -            -          -      1,211            121  1,332      1,332            -            -          -        -        -        -        -          -          -            -
1b.4.3    Property taxes                                    -          -          -          -            -          -        253            25    278        278            -            -          -        -        -        -        -          -          -            -
1b.4.4    Health physics supplies                          -          345        -          -            -          -        -              86    431        431            -            -          -        -        -        -        -          -          -            -
1b.4.5    Heavy equipment rental                            -          382        -          -            -          -        -              57    439        439            -            -          -        -        -        -        -          -          -            -
1b.4.6    Disposal of DAW generated                        -          -              8          3        -            20      -                6      36          36          -            -          -        362      -        -        -        7,585          11          -
1b.4.7    Plant energy budget                              -          -          -          -            -          -      3,509            526  4,036      4,036            -            -          -        -        -        -        -          -          -            -
1b.4.8    NRC Fees                                          -          -          -          -            -          -        328            33    361        361            -            -          -        -        -        -        -          -          -            -
1b.4.9    Emergency Planning Fees                          -          -          -          -            -          -        728            73    801        -              801          -          -        -        -        -        -          -          -            -
1b.4.10    Spent Fuel Pool O&M                              -          -          -          -            -          -        428            64    492        -              492          -          -        -        -        -        -          -          -            -
1b.4.11    ISFSI Operating Costs                            -          -          -          -            -          -          28            4      33        -                33          -          -        -        -        -        -          -          -            -
1b.4.12    Corporate A&G Cost                                -          -          -          -            -          -      2,386            358  2,743      2,743            -            -          -        -        -        -        -          -          -            -
1b.4.13    Security Staff Cost                              -          -          -          -            -          -      3,842            576  4,418      4,418            -            -          -        -        -        -        -          -          -          98,888 1b.4.14    DOC Staff Cost                                    -          -          -          -            -          -      5,684            853  6,537      6,537            -            -          -        -        -        -        -          -          -          64,309 1b.4.15    Utility Staff Cost                                -          -          -          -            -          -      12,893          1,934  14,827      14,827            -            -          -        -        -        -        -          -          -        181,330 1b.4      Subtotal Period 1b Period-Dependent Costs          38      727            8          3        -            20  31,289          4,727  36,811      35,485          1,325          -          -        362      -        -        -        7,585          11      344,528 1b.0      TOTAL PERIOD 1b COST                          3,844      2,320        380        390          500      2,441    37,423          7,727  55,025      51,934          2,691          400      46,010    2,107      536      -        -    2,785,739      11,588      362,113 PERIOD 1 TOTALS                                          3,844      3,656        393        394          500      2,475  111,252        18,765 141,279    131,110          9,479          689      46,010    2,712      536      -        -    2,798,423      11,606      968,812 PERIOD 2a - Large Component Removal Period 2a Direct Decommissioning Activities Nuclear Steam Supply System Removal 2a.1.1.1 Reactor Coolant Piping                              185        161          42        104          -          571      -              295  1,357      1,357            -            -          -      2,098      -        -        -      146,369      4,795          -
2a.1.1.2 Pressurizer Relief Tank                              34        29          9          23        -          127      -              60    282        282            -            -          -        467      -        -        -        32,614        871          -
2a.1.1.3 Reactor Coolant Pumps & Motors                        97        96        131        163          -          678      -              280  1,445      1,445            -            -          -      3,768      -        -        -      555,300      3,179          100 2a.1.1.4 Pressurizer                                        -            75        530        110          -          749      -              276  1,740      1,740            -            -          -      2,335      -        -        -      235,119      1,666          938 2a.1.1.5 Steam Generators                                    -        3,923      2,697      2,542        2,436      5,213      -            3,301  20,112      20,112            -            -        28,008  16,252      -        -        -    2,490,627      17,420        2,125 2a.1.1.6 CRDMs/ICIs/Service Structure Removal                197        325        227          94        -          494      -              340  1,677      1,677            -            -          -      3,310      -        -        -      126,781      7,176          -
2a.1.1.7 Reactor Vessel Internals                            129      5,584      9,246      1,154          -        9,592      392        11,707  37,803      37,803            -            -          -      1,252      656      281      -      233,445      32,423        1,455 2a.1.1.8 Reactor Vessel                                      169      6,919      3,155      1,918          -        6,250      392          9,726  28,530      28,530            -            -          -    18,600      -        -        -    1,295,379      32,423        1,455 2a.1.1    Totals                                            810    17,112      16,037      6,108        2,436    23,676      784        25,984  92,947      92,947            -            -        28,008  48,082      656      281      -    5,115,634      99,954        6,074 Removal of Major Equipment 2a.1.2    Main Turbine/Generator                            -          446        251          83        489        383      -              318  1,971      1,971            -            -        2,942    1,639      -        -        -      280,636      6,443          -
2a.1.3    Main Condensers                                  -        2,147        179        113          735        611      -              834  4,619      4,619            -            -        5,901    2,464      -        -        -      422,079      31,535          -
Cascading Costs from Clean Building Demolition 2a.1.4.1 Reactor                                            -          381        -          -            -          -        -              57    438        438            -            -          -        -        -        -        -          -        2,894          -
2a.1.4.2 Auxiliary                                          -            83        -          -            -          -        -              12      95          95          -            -          -        -        -        -        -          -          413          -
2a.1.4.3 Gaseous Waste Storage Tank Enclosure                -            2        -          -            -          -        -                0      2            2          -            -          -        -        -        -        -          -            8          -
2a.1.4.4 Main Steam, Cable Vault, Safeguards Area            -            66        -          -            -          -        -              10      76          76          -            -          -        -        -        -        -          -          383          -
2a.1.4.5 Waste Handling\Condensate Polishing                -            76        -          -            -          -        -              11      87          87          -            -          -        -        -        -        -          -          400          -
2a.1.4.6 Fuel and Decon                                      -            60        -          -            -          -        -                9      69          69          -            -          -        -        -        -        -          -          448          -
2a.1.4    Totals                                            -          668        -          -            -          -        -              100    768        768            -            -          -        -        -        -        -          -        4,545          -
Disposal of Plant Systems 2a.1.5.1 Area Vent. Syst. - Condensate Polish Bld            -          225            4          12        202        -        -              89    531        531            -            -        1,799      -        -        -        -        73,041      3,082          -
2a.1.5.2 Area Ventilation Systems - Air Condition            -            0        -          -            -          -        -                0      0        -              -                0        -        -        -        -        -          -            6          -
2a.1.5.3 Area Ventilation Systems - Auxiliary Bld            -          320            6          19        324        -        -              132    802        802            -            -        2,883      -        -        -        -      117,063      4,343          -
2a.1.5.4 Area Ventilation Systems - Control Area            -            40        -          -            -          -        -                6      46        -              -              46        -        -        -        -        -          -          648          -
2a.1.5.5 Area Ventilation Systems - Cooling                  -          384            8          24        405        -        -              161    982        982            -            -        3,602      -        -        -        -      146,295      5,213          -
2a.1.5.6 Auxiliary Boiler                                    -          308        -          -            -          -        -              46    355        -              -            355        -        -        -        -        -          -        4,869          -
2a.1.5.7 Auxiliary Steam and Condensate                      -          125        -          -            -          -        -              19    144        -              -            144        -        -        -        -        -          -        2,032          -
2a.1.5.8 Auxiliary Steam and Condensate - RCA                -          236            4          11        185        -        -              89    525        525            -            -        1,649      -        -        -        -        66,954      3,097          -
2a.1.5.9 Boron Recovery & Primary Grade Water                -          343            3          10        171        -        -              113    640        640            -            -        1,523      -        -        -        -        61,857      4,827          -
2a.1.5.10 Building Services Hot Water Heating                -          125        -          -            -          -        -              19    144        -              -            144        -        -        -        -        -          -        2,029          -
2a.1.5.11 Building Services Hot Water Htng - RCA            -          228            2          7        119        -        -              76    432        432            -            -        1,056      -        -        -        -        42,875      2,930          -
2a.1.5.12 Building and Yard Drains                          -            51        -          -            -          -        -                8      59        -              -              59        -        -        -        -        -          -          831          -
2a.1.5.13 Building and Yard Drains - RCA                    -            83          1          2          31      -        -              26    142        142            -            -          272      -        -        -        -        11,037      1,151          -
2a.1.5.14 Chemical & Volume Control                          -          967          44          57        339        322      -              386  2,115      2,115            -            -        3,013    1,279      -        -        -      205,039      13,614          -
2a.1.5.15 Chilled Water                                      -          263        -          -            -          -        -              39    302        -              -            302        -        -        -        -        -          -        4,330          -
TLG Services, LLC
 
Beaver Valley Power Station                                                                                                                                                                                                                                Document E22-1783-001, Rev. 1 Decommissioning Cost Analysis                                                                                                                                                                                                                                    Appendix C, Page 17 of 23 Table C-2 Beaver Valley Integrated Unit 2 DECON Decommissioning Cost Estimate (Thousands of 2020 Dollars)
Costs run: Wed, Feb 17, 2021 at 10:26:02                                                      Off-Site    LLRW                                      NRC        Spent Fuel      Site      Processed              Burial Volumes              Burial /              Utility and Activity          DECCER Version 2016.08.16d                Decon    Removal    Packaging  Transport  Processing  Disposal    Other      Total      Total  Lic. Term. Management    Restoration    Volume    Class A    Class B  Class C  GTCC    Processed    Craft    Contractor Index                  Activity Description                  Cost      Cost      Costs      Costs      Costs      Costs      Costs  Contingency  Costs    Costs        Costs        Costs      Cu. Feet  Cu. Feet  Cu. Feet Cu. Feet  Cu. Feet  Wt., Lbs. Manhours    Manhours Disposal of Plant Systems (continued) 2a.1.5.16 Chilled Water - RCA                                        -        651          11          33        551        -        -            251  1,496      1,496            -            -        4,898        -        -        -        -      198,897      8,504          -
2a.1.5.17 Condensate                                                -        518        -          -            -          -        -              78    595        -              -            595        -          -        -        -        -          -        8,371          -
2a.1.5.18 Condensate Polishing                                      -      1,443          36        113        1,908        -        -            668  4,168      4,168            -            -        16,966        -        -        -        -      688,978      20,472          -
2a.1.5.19 Containment Vacuum & Leakage Monitoring                    -          90          1          2          37      -        -              28    158        158            -            -          331        -        -        -        -        13,449      1,265          -
2a.1.5.20 Domestic Water                                            -          53        -          -            -          -        -              8      61        -              -              61        -          -        -        -        -          -          888          -
2a.1.5.21 Domestic Water - RCA                                      -          50          0          1          25        -        -              16      93          93          -            -          221        -        -        -        -        8,958        632          -
2a.1.5.22 ERF Building                                              -        142        -          -            -          -        -              21    163        -              -            163        -          -        -        -        -          -        2,335          -
2a.1.5.23 Electrical - Contaminated                                  -        501            5          16        267        -        -            168    957        957            -            -        2,372        -        -        -        -        96,331      6,821          -
2a.1.5.24 Extraction Steam                                          -        302        -          -            -          -        -              45    347        -              -            347        -          -        -        -        -          -        4,999          -
2a.1.5.25 Fire Protection                                            -        839        -          -            -          -        -            126    965        -              -            965        -          -        -        -        -          -      13,639          -
2a.1.5.26 Heater Drains                                              -        399        -          -            -          -        -              60    458        -              -            458        -          -        -        -        -          -        6,560          -
2a.1.5.27 Incore Instrumentation                                    -          19          2          1            3        11    -              8      44          44          -            -            22        43      -        -        -        3,698        254          -
2a.1.5.28 Loose Parts Monitoring                                    -            0        -          -            -          -        -              0      0        -              -              0        -          -        -        -        -          -            3          -
2a.1.5.29 Main Generator and Main Transformer                        -          94        -          -            -          -        -              14    108        -              -            108        -          -        -        -        -          -        1,510          -
2a.1.5.30 Main Steam                                                -        189        -          -            -          -        -              28    218        -              -            218        -          -        -        -        -          -        3,013          -
2a.1.5.31 Main Steam - RCA                                          -        414          12          37        624        -        -            204  1,292      1,292            -            -        5,551        -        -        -        -      225,448      5,596          -
2a.1.5.32 Main Turbine and Condenser                                -        480        -          -            -          -        -              72    552        -              -            552        -          -        -        -        -          -        7,841          -
2a.1.5.33 Main Turbine and Condenser - RCA                          -          21          0          0            4      -        -              6      31          31          -            -            40      -        -        -        -        1,620        289          -
2a.1.5.34 Outbuildings - Waste Handling Building                    -        103            1          4          73      -        -              38    220        220            -            -          653        -        -        -        -        26,501      1,441          -
2a.1.5.35 Plant Process Control                                      -            1        -          -            -          -        -              0      2        -              -              2        -          -        -        -        -          -            23          -
2a.1.5.36 Post Accident Sampling - RCA                              -        245            1          5          77      -        -              74    402        402            -            -          680        -        -        -        -        27,634      3,361          -
2a.1.5.37 Post DBA Hydrogen Control                                  -            3        -          -            -          -        -              0      3        -              -              3        -          -        -        -        -          -            47          -
2a.1.5.38 Post DBA Hydrogen Control - RCA                            -          63          1          3          49      -        -              24    139        139            -            -          438        -        -        -        -        17,780        823          -
2a.1.5.39 Primary Access Facility                                    -          36        -          -            -          -        -              5      42        -              -              42        -          -        -        -        -          -          595          -
2a.1.5.40 Reactor Control & Protection                              -            1        -          -            -          -        -              0      1        -              -              1        -          -        -        -        -          -            13          -
2a.1.5.41 Reactor Coolant                                            -        311          29          38          67      298      -            171    914        914            -            -          594      1,193      -        -        -      100,415      4,450          -
2a.1.5.42 Reactor Excore Instrumentation                            -            0        -          -            -          -        -              0      0        -              -              0        -          -        -        -        -          -            3          -
2a.1.5.43 Reactor Plant Sample                                      -        181          13          12          31        89    -              75    401        401            -            -          272        349      -        -        -        33,911      2,417          -
2a.1.5.44 River Water - RCA                                          -            6          0          0            5      -        -              2      14          14          -            -            47      -        -        -        -        1,924          78          -
2a.1.5.45 Safety Injection - RCA                                    -        897          29          89      1,504        -        -            466  2,986      2,986            -            -        13,370        -        -        -        -      542,951      12,320          -
2a.1.5.46 Sewage Treatment                                          -          24        -          -            -          -        -              4      27        -              -              27        -          -        -        -        -          -          390          -
2a.1.5.47 Simulator Building                                        -          11        -          -            -          -        -              2      12        -              -              12        -          -        -        -        -          -          165          -
2a.1.5.48 South Office Shop Building                                -          90        -          -            -          -        -              13    103        -              -            103        -          -        -        -        -          -        1,473          -
2a.1.5.49 Steam Generator Blowdown                                  -      1,391          90        152        1,257        682      -            739  4,311      4,311            -            -        11,174      2,732      -        -        -      628,736      19,887          -
2a.1.5.50 Steam Generator Feedwater                                  -        368        -          -            -          -        -              55    424        -              -            424        -          -        -        -        -          -        5,959          -
2a.1.5.51 Steam Generator Feedwater - RCA                            -        324          12          35        591        -        -            176  1,137      1,137            -            -        5,252        -        -        -        -      213,288      4,416          -
2a.1.5.52 Supplementary Leak Collection & Release                    -        113            4          7          75          20    -              46    263        263            -            -          663          78      -        -        -        31,991      1,641          -
2a.1.5.53 Turbine Plant Component Cooling Water                      -        317        -          -            -          -        -              48    365        -              -            365        -          -        -        -        -          -        5,235          -
2a.1.5.54 Turbine Plant Sample                                      -          48        -          -            -          -        -              7      55        -              -              55        -          -        -        -        -          -          770          -
2a.1.5.55 Water Treating - RCA                                      -        108            1          3          52        -        -              35    199        199            -            -          462        -        -        -        -        18,748      1,424          -
2a.1.5    Totals                                                    -      14,545        321        693        8,977      1,422      -          4,991  30,949      25,397            -          5,552      79,802      5,673      -        -        -    3,605,420    212,923          -
2a.1.6    Scaffolding in support of decommissioning                -      1,581          21          9        112          20    -            420  2,162      2,162            -            -          897          79      -        -        -        45,403    26,770          -
2a.1      Subtotal Period 2a Activity Costs                        810    36,498      16,809      7,005      12,749    26,111      784        32,649 133,417    127,864            -          5,552    117,550    57,937        656      281      -    9,469,171    382,170        6,074 Period 2a Collateral Costs 2a.3.1    Process decommissioning water waste                      163      -          116        250          -          435      -            240  1,204      1,204            -            -          -        1,023      -        -        -        61,369        199          -
2a.3.3    Small tool allowance                                      -        447        -          -            -          -        -              67    514        463            -              51        -          -        -        -        -          -          -            -
2a.3.4    Spent Fuel Capital and Transfer                          -        -          -          -            -          -      4,049          607  4,656        -            4,656          -          -          -        -        -        -          -          -            -
2a.3.5    On-site survey and release of 2.79 tons clean metal      -        -          -          -            -          -          5            0      5            5          -            -          -          -        -        -        -          -          -            -
2a.3      Subtotal Period 2a Collateral Costs                      163      447        116        250          -          435    4,054          914  6,380      1,672          4,656            51        -        1,023      -        -        -        61,369        199          -
TLG Services, LLC
 
Beaver Valley Power Station                                                                                                                                                                                                                            Document E22-1783-001, Rev. 1 Decommissioning Cost Analysis                                                                                                                                                                                                                                Appendix C, Page 18 of 23 Table C-2 Beaver Valley Integrated Unit 2 DECON Decommissioning Cost Estimate (Thousands of 2020 Dollars)
Costs run: Wed, Feb 17, 2021 at 10:26:02                                                  Off-Site    LLRW                                        NRC        Spent Fuel      Site      Processed              Burial Volumes              Burial /              Utility and Activity          DECCER Version 2016.08.16d          Decon      Removal    Packaging  Transport  Processing  Disposal    Other      Total      Total  Lic. Term. Management    Restoration    Volume    Class A    Class B  Class C  GTCC    Processed    Craft    Contractor Index                  Activity Description            Cost        Cost      Costs      Costs      Costs      Costs      Costs    Contingency  Costs    Costs        Costs        Costs      Cu. Feet  Cu. Feet  Cu. Feet Cu. Feet  Cu. Feet  Wt., Lbs. Manhours  Manhours Period 2a Period-Dependent Costs 2a.4.1    Decon supplies                                      129        -          -          -            -          -        -              32    161        161            -            -          -          -        -        -        -          -          -            -
2a.4.2    Insurance                                          -          -          -          -            -          -      1,034            103  1,138      1,138            -            -          -          -        -        -        -          -          -            -
2a.4.3    Property taxes                                      -          -          -          -            -          -        862            86    948        948            -            -          -          -        -        -        -          -          -            -
2a.4.4    Health physics supplies                            -        3,257        -          -            -          -        -              814  4,071      4,071            -            -          -          -        -        -        -          -          -            -
2a.4.5    Heavy equipment rental                              -        4,312        -          -            -          -        -              647  4,959      4,959            -            -          -          -        -        -        -          -          -            -
2a.4.6    Disposal of DAW generated                          -          -          139          48        -          365      -              112    664        664            -            -          -        6,591      -        -        -      138,087        203          -
2a.4.7    Plant energy budget                                -          -          -          -            -          -      5,668            850  6,518      6,518            -            -          -          -        -        -        -          -          -            -
2a.4.8    NRC Fees                                            -          -          -          -            -          -      1,018            102  1,120      1,120            -            -          -          -        -        -        -          -          -            -
2a.4.9    Emergency Planning Fees                            -          -          -          -            -          -      2,474            247  2,722        -            2,722          -          -          -        -        -        -          -          -            -
2a.4.10    Spent Fuel Pool O&M                                -          -          -          -            -          -      1,455            218  1,674        -            1,674          -          -          -        -        -        -          -          -            -
2a.4.11    Liquid Radwaste Processing Equipment/Services      -          -          -          -            -          -        366            55    421        421            -            -          -          -        -        -        -          -          -            -
2a.4.12    ISFSI Operating Costs                              -          -          -          -            -          -          96            14    111        -              111          -          -          -        -        -        -          -          -            -
2a.4.13    Corporate A&G Cost                                  -          -          -          -            -          -      3,699            555  4,254      4,254            -            -          -          -        -        -        -          -          -            -
2a.4.14    Remedial Actions Surveys                            -          -          -          -            -          -      2,787            418  3,206      3,206            -            -          -          -        -        -        -          -          -            -
2a.4.15    Security Staff Cost                                -          -          -          -            -          -    13,061          1,959  15,020      15,020            -            -          -          -        -        -        -          -          -        336,220 2a.4.16    DOC Staff Cost                                      -          -          -          -            -          -    23,936          3,590  27,527      27,527            -            -          -          -        -        -        -          -          -        272,417 2a.4.17    Utility Staff Cost                                  -          -          -          -            -          -    33,429          5,014  38,443      38,443            -            -          -          -        -        -        -          -          -        507,198 2a.4      Subtotal Period 2a Period-Dependent Costs          129      7,569        139          48        -          365  89,887        14,819 112,956    108,450          4,506          -          -        6,591      -        -        -      138,087        203  1,115,836 2a.0      TOTAL PERIOD 2a COST                            1,102      44,515      17,064      7,304      12,749    26,912  94,725        48,383 252,753    237,986          9,163        5,604    117,550    65,551        656      281      -    9,668,627    382,572  1,121,909 PERIOD 2b - Site Decontamination Period 2b Direct Decommissioning Activities Disposal of Plant Systems 2b.1.1.1 Area Ventilation Systems - Containment                -          535          13          41        693        -        -              245  1,528      1,528            -            -        6,165        -        -        -        -      250,356      7,232          -
2b.1.1.2 Area Ventilation Systems - Miscellaneous              -          237        -          -            -          -        -              36    273        -              -            273        -          -        -        -        -          -        4,076          -
2b.1.1.3 Circulating Water                                    -          585        -          -            -          -        -              88    673        -              -            673        -          -        -        -        -          -        9,646          -
2b.1.1.4 Compressed Air                                        -            72        -          -            -          -        -              11      83        -              -              83        -          -        -        -        -          -        1,198          -
2b.1.1.5 Compressed Air - RCA                                  -          416            5          15        247        -        -              144    826        826            -            -        2,199        -        -        -        -        89,320      5,415          -
2b.1.1.6 Containment                                          -            35          1          3          48      -        -              16    103        103            -            -          425        -        -        -        -        17,264        487          -
2b.1.1.7 Containment Depressurization                          -          157        -          -            -          -        -              24    181        -              -            181        -          -        -        -        -          -        2,334          -
2b.1.1.8 Containment Depressurization - RCA                    -          765          50        152        2,569        -        -              604  4,141      4,141            -            -        22,839        -        -        -        -      927,485      10,470          -
2b.1.1.9 Electrical - Clean                                    -        4,450        -          -            -          -        -              668  5,118        -              -          5,118        -          -        -        -        -          -      69,103          -
2b.1.1.10 Electrical - RCA                                    -        3,141          47        142        2,404        -        -            1,172  6,906      6,906            -            -        21,373        -        -        -        -      867,962      40,579          -
2b.1.1.11 Fire Protection - RCA                                -          714          11          32        546        -        -              266  1,569      1,569            -            -        4,850        -        -        -        -      196,943      9,421          -
2b.1.1.12 Gaseous Waste Disposal                              -          673            7          23        386        -        -              230  1,320      1,320            -            -        3,432        -        -        -        -      139,394      9,550          -
2b.1.1.13 Liquid Waste Disposal                                -          123            6          9          58        46    -              53    295        295            -            -          515        183      -        -        -        32,728      1,757          -
2b.1.1.14 Prim Comp & Ntrn Shld Tnk Clng Wtr - RCA            -        2,341          70        219        3,701        -        -            1,180  7,511      7,511            -            -        32,904        -        -        -        -    1,336,230      33,660          -
2b.1.1.15 Radiation Monitoring                                -          182          16          13          29      104      -              79    423        423            -            -          258        405      -        -        -        37,012      2,389          -
2b.1.1.16 Reactor Plant Vents & Drains                        -          614          25          26          92      177      -              218  1,151      1,151            -            -          818        697      -        -        -        78,520      8,700          -
2b.1.1.17 Residual Heat Removal                                -          495          99        129          430        911      -              445  2,508      2,508            -            -        3,821      3,640      -        -        -      388,642      7,291          -
2b.1.1.18 Service Water                                        -          515        -          -            -          -        -              77    592        -              -            592        -          -        -        -        -          -        8,435          -
2b.1.1.19 Service Water - RCA                                  -          905          45        136        2,300        -        -              596  3,983      3,983            -            -        20,450        -        -        -        -      830,486      12,872          -
2b.1.1.20 Solid Waste Disposal                                -          279          19          21          95      137      -              123    673        673            -            -          842        541      -        -        -        69,235      3,894          -
2b.1.1.21 Station Service - 4KV                                -          134        -          -            -          -        -              20    154        -              -            154        -          -        -        -        -          -        2,140          -
2b.1.1.22 Turbine Plant Comp Cooling Water - RCA              -            28          0          1          14      -        -                9      53          53          -            -          128        -        -        -        -        5,214        367          -
2b.1.1.23 Water Treating                                      -          628        -          -            -          -        -              94    722        -              -            722        -          -        -        -        -          -      10,012          -
2b.1.1    Totals                                              -      18,026        414        961      13,614      1,373      -            6,399  40,787      32,990            -          7,797    121,019      5,465      -        -        -    5,266,790    261,027          -
2b.1.2    Scaffolding in support of decommissioning          -        1,976          26          11        140          25    -              525  2,703      2,703            -            -        1,122          99      -        -        -        56,753    33,462          -
Decontamination of Site Buildings 2b.1.3.1 Reactor                                            1,308      1,868        574      3,999          465      6,585      -            3,494  18,293      18,293            -            -        4,136  230,835        -        -        -    9,145,600      42,263          -
2b.1.3.2 Auxiliary                                            535        282          17        110            92      180      -              415  1,631      1,631            -            -          818      6,142      -        -        -      271,375      11,449          -
2b.1.3.3 Gaseous Waste Storage Tank Enclosure                    12          6          0          3            2          4    -              10      38          38          -            -            17      151      -        -        -        6,582        261          -
2b.1.3.4 Main Steam, Cable Vault, Safeguards Area              182        101            6          33          62        54    -              145    583        583            -            -          555      1,754      -        -        -        90,901      3,952          -
2b.1.3.5 Turbine Building                                      531          69          4          19          55        31    -              302  1,011      1,011            -            -          486        952      -        -        -        57,014      8,830          -
2b.1.3.6 Waste Handling\Condensate Polishing                  348        213          13          76        115        124      -              288  1,177      1,177            -            -        1,020      4,084      -        -        -      200,280      7,793          -
2b.1.3    Totals                                          2,916      2,540        613      4,241          791      6,979      -            4,654  22,733      22,733            -            -        7,031  243,919        -        -        -    9,771,753      74,549          -
2b.1.4    Prepare/submit License Termination Plan            -          -          -          -            -          -        228            34    262        262            -            -          -          -        -        -        -          -          -          1,753 2b.1.5    Receive NRC approval of termination plan                                                                                                        a TLG Services, LLC
 
Beaver Valley Power Station                                                                                                                                                                                                                                Document E22-1783-001, Rev. 1 Decommissioning Cost Analysis                                                                                                                                                                                                                                    Appendix C, Page 19 of 23 Table C-2 Beaver Valley Integrated Unit 2 DECON Decommissioning Cost Estimate (Thousands of 2020 Dollars)
Costs run: Wed, Feb 17, 2021 at 10:26:02                                                      Off-Site    LLRW                                        NRC        Spent Fuel      Site      Processed              Burial Volumes            Burial /              Utility and Activity          DECCER Version 2016.08.16d                Decon    Removal    Packaging  Transport  Processing  Disposal    Other        Total      Total  Lic. Term. Management    Restoration    Volume    Class A    Class B  Class C  GTCC    Processed    Craft    Contractor Index                  Activity Description                  Cost      Cost      Costs      Costs      Costs      Costs      Costs    Contingency  Costs    Costs        Costs        Costs      Cu. Feet  Cu. Feet  Cu. Feet Cu. Feet Cu. Feet  Wt., Lbs. Manhours    Manhours 2b.1      Subtotal Period 2b Activity Costs                      2,916    22,542      1,052      5,213      14,544      8,377      228        11,613  66,484      58,688            -          7,797    129,171  249,483        -        -      -  15,095,300    369,038        1,753 Period 2b Additional Costs 2b.2.1    License Termination Survey Planning                      -        -          -          -            -          -        992            297  1,289      1,289            -            -          -        -        -        -      -          -          -          6,240 2b.2.2    Operational Tools and Equipment                          -        -            12          33        407        -        -              67    519        519            -            -        5,880      -        -        -      -      147,000          16          -
2b.2.3    Soil Remediation                                          -        130            6      1,169          -        1,430      -              566  3,301      3,301            -            -          -    22,289        -        -      -    1,276,734      1,465          -
2b.2.4    Underground Services Excavation                          -      1,355        -          -            -          -        250            376  1,981      1,981            -            -          -        -        -        -      -          -        7,150          -
2b.2      Subtotal Period 2b Additional Costs                      -      1,485          18      1,202          407      1,430    1,242          1,307  7,090      7,090            -            -        5,880  22,289        -        -      -    1,423,734      8,631        6,240 Period 2b Collateral Costs 2b.3.1    Process decommissioning water waste                      147      -          107        231          -          401      -              219  1,104      1,104            -            -          -        942      -        -      -        56,503        184          -
2b.3.3    Small tool allowance                                      -        413        -          -            -          -        -              62    475        475            -            -          -        -        -        -      -          -          -            -
2b.3.4    Spent Fuel Capital and Transfer                          -        -          -          -            -          -      78,226        11,734  89,959        -          89,959          -          -        -        -        -      -          -          -            -
2b.3.5    On-site survey and release of 5.88 tons clean metal      -        -          -          -            -          -          10            1      11          11          -            -          -        -        -        -      -          -          -            -
2b.3      Subtotal Period 2b Collateral Costs                      147      413        107        231          -          401    78,236        12,016  91,550      1,590        89,959          -          -        942      -        -      -        56,503        184          -
Period 2b Period-Dependent Costs 2b.4.1    Decon supplies                                        1,394        -          -          -            -          -        -              348  1,742      1,742            -            -          -        -        -        -      -          -          -            -
2b.4.2    Insurance                                                -        -          -          -            -          -      1,064            106  1,170      1,170            -            -          -        -        -        -      -          -          -            -
2b.4.3    Property taxes                                            -        -          -          -            -          -        886            89    974        974            -            -          -        -        -        -      -          -          -            -
2b.4.4    Health physics supplies                                  -      3,227        -          -            -          -        -              807  4,034      4,034            -            -          -        -        -        -      -          -          -            -
2b.4.5    Heavy equipment rental                                    -      4,556        -          -            -          -        -              683  5,239      5,239            -            -          -        -        -        -      -          -          -            -
2b.4.6    Disposal of DAW generated                                -        -          110          38        -          291      -              89    529        529            -            -          -      5,249      -        -      -      109,960        162          -
2b.4.7    Plant energy budget                                      -        -          -          -            -          -      4,602            690  5,293      5,293            -            -          -        -        -        -      -          -          -            -
2b.4.8    NRC Fees                                                  -        -          -          -            -          -      1,047            105  1,152      1,152            -            -          -        -        -        -      -          -          -            -
2b.4.9    Emergency Planning Fees                                  -        -          -          -            -          -      2,545            255  2,800        -            2,800          -          -        -        -        -      -          -          -            -
2b.4.10    Spent Fuel Pool O&M                                      -        -          -          -            -          -      1,497            225  1,722        -            1,722          -          -        -        -        -      -          -          -            -
2b.4.11    Liquid Radwaste Processing Equipment/Services            -        -          -          -            -          -        377            56    433        433            -            -          -        -        -        -      -          -          -            -
2b.4.12    ISFSI Operating Costs                                    -        -          -          -            -          -          99            15    114        -              114          -          -        -        -        -      -          -          -            -
2b.4.13    Corporate A&G Cost                                        -        -          -          -            -          -      2,508            376  2,884      2,884            -            -          -        -        -        -      -          -          -            -
2b.4.14    Remedial Actions Surveys                                  -        -          -          -            -          -      2,867            430  3,297      3,297            -            -          -        -        -        -      -          -          -            -
2b.4.15    Security Staff Cost                                      -        -          -          -            -          -      13,435          2,015  15,450      15,450            -            -          -        -        -        -      -          -          -        345,842 2b.4.16    DOC Staff Cost                                            -        -          -          -            -          -      23,652          3,548  27,200      27,200            -            -          -        -        -        -      -          -          -        269,152 2b.4.17    Utility Staff Cost                                        -        -          -          -            -          -      32,915          4,937  37,852      37,852            -            -          -        -        -        -      -          -          -        499,590 2b.4      Subtotal Period 2b Period-Dependent Costs              1,394      7,783        110          38        -          291    87,494        14,775 111,885    107,250          4,635          -          -      5,249      -        -      -      109,960        162    1,114,584 2b.0      TOTAL PERIOD 2b COST                                  4,456    32,222      1,288      6,683      14,951    10,498  167,199        39,710 277,010    174,618          94,595        7,797    135,051  277,962        -        -      -  16,685,490    378,014    1,122,577 PERIOD 2d - Decontamination Following Wet Fuel Storage Period 2d Direct Decommissioning Activities 2d.1.1    Remove spent fuel racks                                  458        47        125          81        -          713      -              444  1,868      1,868            -            -          -      2,878      -        -      -      182,827        793          -
Disposal of Plant Systems 2d.1.2.1 Fuel Pool Electrical Contaminated                          -        128            2          5          66          5      -              44    249        249            -            -          585        22      -        -      -        25,141      1,740          -
2d.1.2.2 Fuel Pool Electrical RCA                                    -        784          12          35        598        -        -              292  1,721      1,721            -            -        5,318      -        -        -      -      215,981      10,127          -
2d.1.2.3 Fuel Pool Area Ventilation Aux Bldg                        -        144            5          12        160          19      -              67    406        406            -            -        1,418        76      -        -      -        62,435      1,960          -
2d.1.2.4 Fuel Pool Compressed Air RCA                                -        113            2          5          83      -        -              42    244        244            -            -          739      -        -        -      -        30,012      1,482          -
2d.1.2.5 Fuel Pool Cooling & Purification                            -        552          28          43        271        234      -              246  1,374      1,374            -            -        2,409      938      -        -      -      157,870      7,862          -
2d.1.2.6 Fuel Pool Fire Protection RCA                              -        174            2          7        125        -        -              64    373        373            -            -        1,111      -        -        -      -        45,108      2,296          -
2d.1.2.7 Fuel Transfer System & Tools                                -        137            5          10          84        44      -              60    341        341            -            -          748      179      -        -      -        41,721      2,040          -
2d.1.2.8 Miscellaneous                                              -          34        -          -            -          -        -                5      39        -              -              39        -        -        -        -      -          -          533          -
2d.1.2    Totals                                                    -      2,066          55        116        1,387        303      -              820  4,747      4,708            -              39    12,328    1,214      -        -      -      578,268      28,039          -
Decontamination of Site Buildings 2d.1.3.1 Fuel and Decon                                              633      736            9          30        215          47      -              550  2,219      2,219            -            -        1,915    1,067      -        -      -      120,975      18,958          -
2d.1.3    Totals                                                    633      736            9          30        215          47      -              550  2,219      2,219            -            -        1,915    1,067      -        -      -      120,975      18,958          -
2d.1.4    Scaffolding in support of decommissioning                -        395            5          2          28          5      -              105    541        541            -            -          224        20      -        -      -        11,351      6,692          -
2d.1      Subtotal Period 2d Activity Costs                      1,091      3,243        194        230        1,630      1,067      -            1,918  9,374      9,335            -              39    14,466    5,179      -        -      -      893,421      54,482          -
TLG Services, LLC
 
Beaver Valley Power Station                                                                                                                                                                                                                                  Document E22-1783-001, Rev. 1 Decommissioning Cost Analysis                                                                                                                                                                                                                                    Appendix C, Page 20 of 23 Table C-2 Beaver Valley Integrated Unit 2 DECON Decommissioning Cost Estimate (Thousands of 2020 Dollars)
Costs run: Wed, Feb 17, 2021 at 10:26:02                                                      Off-Site    LLRW                                        NRC        Spent Fuel      Site      Processed            Burial Volumes              Burial /              Utility and Activity          DECCER Version 2016.08.16d                Decon      Removal    Packaging  Transport  Processing  Disposal    Other        Total      Total  Lic. Term. Management    Restoration    Volume    Class A  Class B  Class C  GTCC    Processed    Craft    Contractor Index                  Activity Description                  Cost        Cost      Costs      Costs      Costs      Costs      Costs    Contingency  Costs    Costs        Costs          Costs      Cu. Feet  Cu. Feet  Cu. Feet Cu. Feet  Cu. Feet  Wt., Lbs. Manhours    Manhours Period 2d Collateral Costs 2d.3.1    Process decommissioning water waste                        66      -            48        104          -        180      -              98    496        496            -            -          -        423      -        -        -        25,404          83          -
2d.3.3    Small tool allowance                                      -            70        -          -            -        -        -              10      80          80          -            -          -        -        -        -        -          -          -            -
2d.3.4    Decommissioning Equipment Disposition                    -          -          138          66        748      131      -              169  1,252      1,252            -            -        6,000      529      -        -        -      303,608        147          -
2d.3.5    On-site survey and release of 27.72 tons clean meta      -          -          -          -            -        -          48            5      52          52          -            -          -        -        -        -        -          -          -            -
2d.3      Subtotal Period 2d Collateral Costs                        66        70        186        170          748      311        48          282  1,880      1,880            -            -        6,000      952      -        -        -      329,012        229          -
Period 2d Period-Dependent Costs 2d.4.1    Decon supplies                                            142        -          -          -            -        -        -              36    178        178            -            -          -        -        -        -        -          -          -            -
2d.4.2    Insurance                                                -          -          -          -            -        -        357            36    393        393            -            -          -        -        -        -        -          -          -            -
2d.4.3    Property taxes                                            -          -          -          -            -        -        296            30    326        326            -            -          -        -        -        -        -          -          -            -
2d.4.4    Health physics supplies                                  -          643        -          -            -        -        -              161    803        803            -            -          -        -        -        -        -          -          -            -
2d.4.5    Heavy equipment rental                                    -        1,528        -          -            -        -        -              229  1,757      1,757            -            -          -        -        -        -        -          -          -            -
2d.4.6    Disposal of DAW generated                                -          -            37          13        -          98      -              30    178        178            -            -          -      1,766      -        -        -        37,006          54          -
2d.4.7    Plant energy budget                                      -          -          -          -            -        -        823            123    947        947            -            -          -        -        -        -        -          -          -            -
2d.4.8    NRC Fees                                                  -          -          -          -            -        -        334            33    368        368            -            -          -        -        -        -        -          -          -            -
2d.4.9    Emergency Planning Fees                                  -          -          -          -            -        -        236            24    260        -              260          -          -        -        -        -        -          -          -            -
2d.4.10    Liquid Radwaste Processing Equipment/Services            -          -          -          -            -        -        253            38    290        290            -            -          -        -        -        -        -          -          -            -
2d.4.11    ISFSI Operating Costs                                    -          -          -          -            -        -          33            5      38        -                38          -          -        -        -        -        -          -          -            -
2d.4.12    Corporate A&G Cost                                        -          -          -          -            -        -        839            126    965        965            -            -          -        -        -        -        -          -          -            -
2d.4.13    Remedial Actions Surveys                                  -          -          -          -            -        -        962            144  1,106      1,106            -            -          -        -        -        -        -          -          -            -
2d.4.14    Security Staff Cost                                      -          -          -          -            -        -      2,618            393  3,011      1,713          1,298          -          -        -        -        -        -          -          -          64,180 2d.4.15    DOC Staff Cost                                            -          -          -          -            -        -      5,406            811  6,217      6,217            -            -          -        -        -        -        -          -          -          61,830 2d.4.16    Utility Staff Cost                                        -          -          -          -            -        -      7,998          1,200  9,198      8,857            340          -          -        -        -        -        -          -          -        118,096 2d.4      Subtotal Period 2d Period-Dependent Costs                142      2,171          37          13        -          98  20,157          3,418  26,036      24,099          1,936          -          -      1,766      -        -        -        37,006          54      244,105 2d.0      TOTAL PERIOD 2d COST                                  1,299      5,484        418        412        2,378    1,476    20,205          5,618  37,290      35,314          1,936            39    20,466    7,898      -        -        -    1,259,440      54,766      244,105 PERIOD 2f - License Termination Period 2f Direct Decommissioning Activities 2f.1.1    ORISE confirmatory survey                                -          -          -          -            -        -        181            54    235        235            -            -          -        -        -        -        -          -          -            -
2f.1.2    Terminate license                                                                                                                                      a 2f.1      Subtotal Period 2f Activity Costs                        -          -          -          -            -        -        181            54    235        235            -            -          -        -        -        -        -          -          -            -
Period 2f Additional Costs 2f.2.1    License Termination Survey                                -          -          -          -            -        -      10,906          3,272  14,177      14,177            -            -          -        -        -        -        -          -      149,426        3,120 2f.2      Subtotal Period 2f Additional Costs                      -          -          -          -            -        -      10,906          3,272  14,177      14,177            -            -          -        -        -        -        -          -      149,426        3,120 Period 2f Collateral Costs 2f.3.1    DOC staff relocation expenses                            -          -          -          -            -        -      1,523            229  1,752      1,752            -            -          -        -        -        -        -          -          -            -
2f.3.2    Spent Fuel Capital and Transfer                          -          -          -          -            -        -        586            88    674        -              674          -          -        -        -        -        -          -          -            -
2f.3      Subtotal Period 2f Collateral Costs                      -          -          -          -            -        -      2,110            316  2,426      1,752            674          -          -        -        -        -        -          -          -            -
Period 2f Period-Dependent Costs 2f.4.1    Insurance                                                -          -          -          -            -        -        454            45    499        499            -            -          -        -        -        -        -          -          -            -
2f.4.2    Property taxes                                            -          -          -          -            -        -        378            38    416        416            -            -          -        -        -        -        -          -          -            -
2f.4.3    Health physics supplies                                  -          883        -          -            -        -        -              221  1,104      1,104            -            -          -        -        -        -        -          -          -            -
2f.4.4    Disposal of DAW generated                                -          -              8          3        -          20      -                6      36          36          -            -          -        358      -        -        -        7,491          11          -
2f.4.5    Plant energy budget                                      -          -          -          -            -        -        524            79    602        602            -            -          -        -        -        -        -          -          -            -
2f.4.6    NRC Fees                                                  -          -          -          -            -        -        427            43    470        470            -            -          -        -        -        -        -          -          -            -
2f.4.7    Emergency Planning Fees                                  -          -          -          -            -        -        301            30    331        -              331          -          -        -        -        -        -          -          -            -
2f.4.8    ISFSI Operating Costs                                    -          -          -          -            -        -          42            6      49        -                49          -          -        -        -        -        -          -          -            -
2f.4.9    Corporate A&G Cost                                        -          -          -          -            -        -        717            108    825        825            -            -          -        -        -        -        -          -          -            -
2f.4.10    Security Staff Cost                                      -          -          -          -            -        -      3,330            500  3,830      2,179          1,651          -          -        -        -        -        -          -          -          81,629 2f.4.11    DOC Staff Cost                                            -          -          -          -            -        -      3,991            599  4,590      4,590            -            -          -        -        -        -        -          -          -          46,791 2f.4.12    Utility Staff Cost                                        -          -          -          -            -        -      4,275            641  4,917      4,484            433          -          -        -        -        -        -          -          -          60,160 2f.4      Subtotal Period 2f Period-Dependent Costs                -          883            8          3        -          20  14,440          2,315  17,667      15,204          2,463          -          -        358      -        -        -        7,491          11      188,581 2f.0      TOTAL PERIOD 2f COST                                      -          883            8          3        -          20  27,636          5,957  34,506      31,369          3,137          -          -        358      -        -        -        7,491    149,437      191,701 PERIOD 2 TOTALS                                                  6,858      83,103      18,778      14,402      30,079    38,906  309,765        99,668 601,558    479,287        108,831        13,440    273,068  351,769      656      281      -  27,621,050    964,789    2,680,294 TLG Services, LLC
 
Beaver Valley Power Station                                                                                                                                                                                                            Document E22-1783-001, Rev. 1 Decommissioning Cost Analysis                                                                                                                                                                                                              Appendix C, Page 21 of 23 Table C-2 Beaver Valley Integrated Unit 2 DECON Decommissioning Cost Estimate (Thousands of 2020 Dollars)
Costs run: Wed, Feb 17, 2021 at 10:26:02                                        Off-Site    LLRW                                      NRC      Spent Fuel      Site      Processed          Burial Volumes            Burial /              Utility and Activity          DECCER Version 2016.08.16d        Decon  Removal    Packaging Transport Processing  Disposal  Other      Total      Total  Lic. Term. Management    Restoration    Volume  Class A  Class B  Class C  GTCC    Processed    Craft    Contractor Index                  Activity Description          Cost    Cost      Costs    Costs    Costs      Costs    Costs    Contingency  Costs    Costs        Costs        Costs      Cu. Feet Cu. Feet Cu. Feet Cu. Feet Cu. Feet  Wt., Lbs. Manhours    Manhours PERIOD 3b - Site Restoration Period 3b Direct Decommissioning Activities Demolition of Remaining Site Buildings 3b.1.1.1 Reactor                                            -    2,381        -        -          -        -      -              357  2,738          -            -          2,738        -      -        -        -      -          -      19,045          -
3b.1.1.2 Alternate Intake                                    -      122        -        -          -        -      -                18    140          -            -            140        -      -        -        -      -          -      1,058          -
3b.1.1.3 Auxiliary                                          -      789        -        -          -        -      -              118    907          -            -            907        -      -        -        -      -          -      4,487          -
3b.1.1.4 Cable Tunnel                                        -        72        -        -          -        -      -                11      82        -            -              82        -      -        -        -      -          -        359          -
3b.1.1.5 Circulating Water Piping                            -        44        -        -          -        -      -                7      51        -            -              51        -      -        -        -      -          -        498          -
3b.1.1.6 Control                                            -      159        -        -          -        -      -                24    183          -            -            183        -      -        -        -      -          -        788          -
3b.1.1.7 Cooling Tower                                      -      -          -        -          -        -      -              -      -            -            -            -          -      -        -        -      -          -        -            -
3b.1.1.8 Cooling Tower Pump House                            -        86        -        -          -        -      -                13      99        -            -              99        -      -        -        -      -          -        879          -
3b.1.1.9 Diesel Generator                                    -      222        -        -          -        -      -                33    255          -            -            255        -      -        -        -      -          -      1,161          -
3b.1.1.10 Emergency Service Water Overflow                  -          4        -        -          -        -      -                1      5        -            -              5        -      -        -        -      -          -          22          -
3b.1.1.11 Flex Building                                      -      293        -        -          -        -      -                44    337          -            -            337        -      -        -        -      -          -      2,529          -
3b.1.1.12 Gaseous Waste Storage Tank Enclosure              -        15        -        -          -        -      -                2      17        -            -              17        -      -        -        -      -          -          72          -
3b.1.1.13 Intake                                            -      392        -        -          -        -      -                59    451          -            -            451        -      -        -        -      -          -      2,763          -
3b.1.1.14 Main Steam, Cable Vault, Safeguards Area          -      600        -        -          -        -      -                90    691          -            -            691        -      -        -        -      -          -      3,494          -
3b.1.1.15 Misc. Site Structures - 2005                      -    1,880        -        -          -        -      -              282  2,163          -            -          2,163        -      -        -        -      -          -      14,622          -
3b.1.1.16 Miscellaneous Buildings                            -      979        -        -          -        -      -              147  1,125          -            -          1,125        -      -        -        -      -          -      12,024          -
3b.1.1.17 Miscellaneous Yard                                -    1,159        -        -          -        -      -              174  1,332          -            -          1,332        -      -        -        -      -          -      10,729          -
3b.1.1.18 New SG and RVH Storage Facility                    -        48        -        -          -        -      -                7      56        -            -              56        -      -        -        -      -          -        420          -
3b.1.1.19 Old Steam Generator Storage Facility              -      186        -        -          -        -      -                28    214          -            -            214        -      -        -        -      -          -        919          -
3b.1.1.20 Primary Access Facility                            -      171        -        -          -        -      -                26    197          -            -            197        -      -        -        -      -          -      1,673          -
3b.1.1.21 Security Modifications                            -      539        -        -          -        -      -                81    620          -            -            620        -      -        -        -      -          -        424          -
3b.1.1.22 Service Building                                  -      500        -        -          -        -      -                75    574          -            -            574        -      -        -        -      -          -      3,248          -
3b.1.1.23 South Office and Shops                            -      750        -        -          -        -      -              113    863          -            -            863        -      -        -        -      -          -      8,207          -
3b.1.1.24 Turbine Building                                  -    1,380        -        -          -        -      -              207  1,588          -            -          1,588        -      -        -        -      -          -      16,826          -
3b.1.1.25 Turbine Pedestal                                  -      390        -        -          -        -      -                59    449          -            -            449        -      -        -        -      -          -      2,068          -
3b.1.1.26 Waste Handling Building                            -      246        -        -          -        -      -                37    282          -            -            282        -      -        -        -      -          -      1,213          -
3b.1.1.27 Waste Handling\Condensate Polishing                -      694        -        -          -        -      -              104    798          -            -            798        -      -        -        -      -          -      3,793          -
3b.1.1.28 Fuel and Decon                                    -      574        -        -          -        -      -                86    660          -            -            660        -      -        -        -      -          -      4,485          -
3b.1.1    Totals                                            -    14,675        -        -          -        -      -            2,201  16,877          -            -        16,877        -      -        -        -      -          -    117,806          -
Site Closeout Activities 3b.1.2    BackFill Site                                    -      791        -        -          -        -      -              119    909          -            -            909        -      -        -        -      -          -      1,208          -
3b.1.3    Grade & landscape site                            -      284        -        -          -        -      -                43    326          -            -            326        -      -        -        -      -          -        698          -
3b.1.4    Final report to NRC                              -      -          -        -          -        -        87            13    100          100          -            -          -      -        -        -      -          -        -            668 3b.1      Subtotal Period 3b Activity Costs                -    15,749        -        -          -        -        87        2,375  18,212          100          -        18,112        -      -        -        -      -          -    119,712          668 Period 3b Additional Costs 3b.2.1    Concrete Crushing                                -    1,151        -        -          -        -          8          174  1,333          -            -          1,333        -      -        -        -      -          -      4,603          -
3b.2.2    Demolish Cooling Tower                            -    5,821        -        -          -        -      313            920  7,053          -            -          7,053        -      -        -        -      -          -      74,585          -
3b.2.3    Cofferdam Construction and Teardown              -      590        -        -          -        -      -                88    678          -            -            678        -      -        -        -      -          -      4,682          -
3b.2.4    Construction Debris                              -      -          -        -          -        -    2,550            383  2,933          -            -          2,933        -      -        -        -      -          -        -            -
3b.2      Subtotal Period 3b Additional Costs              -    7,562        -        -          -        -    2,871          1,565  11,997          -            -        11,997        -      -        -        -      -          -      83,870          -
Period 3b Collateral Costs 3b.3.1    Small tool allowance                              -      174        -        -          -        -      -                26    200          -            -            200        -      -        -        -      -          -        -            -
3b.3.2    Spent Fuel Capital and Transfer                  -      -          -        -          -        -    1,567            235  1,802          -          1,802          -          -      -        -        -      -          -        -            -
3b.3      Subtotal Period 3b Collateral Costs              -      174        -        -          -        -    1,567            261  2,001          -          1,802          200        -      -        -        -      -          -        -            -
Period 3b Period-Dependent Costs 3b.4.1    Insurance                                        -      -          -        -          -        -      600              60    660          660          -            -          -      -        -        -      -          -        -            -
3b.4.2    Property taxes                                    -      -          -        -          -        -    1,000            100  1,100          -          1,100          -          -      -        -        -      -          -        -            -
3b.4.3    Heavy equipment rental                            -    6,738        -        -          -        -      -            1,011  7,748          -            -          7,748        -      -        -        -      -          -        -            -
3b.4.4    Plant energy budget                              -      -          -        -          -        -      692            104    796          -            796          -          -      -        -        -      -          -        -            -
3b.4.5    NRC ISFSI Fees                                    -      -          -        -          -        -      410              41    451          -            451          -          -      -        -        -      -          -        -            -
3b.4.6    Emergency Planning Fees                          -      -          -        -          -        -      795              80    875          -            875          -          -      -        -        -      -          -        -            -
3b.4.7    ISFSI Operating Costs                            -      -          -        -          -        -      112              17    129          -            129          -          -      -        -        -      -          -        -            -
3b.4.8    Corporate A&G Cost                                -      -          -        -          -        -    1,888            283  2,171        2,171          -            -          -      -        -        -      -          -        -            -
3b.4.9    Security Staff Cost                              -      -          -        -          -        -    3,796            569  4,366          -            -          4,366        -      -        -        -      -          -        -          75,712 3b.4.10    DOC Staff Cost                                    -      -          -        -          -        -    9,942          1,491  11,434          -            -        11,434        -      -        -        -      -          -        -        110,240 3b.4.11    Utility Staff Cost                                -      -          -        -          -        -    4,812            722  5,534          -          1,146        4,389        -      -        -        -      -          -        -          70,200 3b.4      Subtotal Period 3b Period-Dependent Costs        -    6,738        -        -          -        -    24,049          4,478  35,264        2,831        4,497      27,936        -      -        -        -      -          -        -        256,152 TLG Services, LLC
 
Beaver Valley Power Station                                                                                                                                                                                                              Document E22-1783-001, Rev. 1 Decommissioning Cost Analysis                                                                                                                                                                                                                  Appendix C, Page 22 of 23 Table C-2 Beaver Valley Integrated Unit 2 DECON Decommissioning Cost Estimate (Thousands of 2020 Dollars)
Costs run: Wed, Feb 17, 2021 at 10:26:02                                        Off-Site    LLRW                                        NRC        Spent Fuel      Site      Processed          Burial Volumes              Burial /            Utility and Activity          DECCER Version 2016.08.16d        Decon  Removal  Packaging  Transport Processing  Disposal  Other        Total      Total  Lic. Term. Management    Restoration  Volume  Class A  Class B  Class C  GTCC    Processed    Craft    Contractor Index                  Activity Description          Cost    Cost      Costs      Costs    Costs      Costs      Costs    Contingency  Costs    Costs        Costs          Costs      Cu. Feet Cu. Feet Cu. Feet Cu. Feet Cu. Feet  Wt., Lbs. Manhours  Manhours 3b.0      TOTAL PERIOD 3b COST                              -    30,222        -          -          -        -    28,573          8,679  67,474      2,931          6,298        58,245        -      -        -        -        -          -    203,582      256,820 PERIOD 3c - Fuel Storage Operations/Shipping Period 3c Direct Decommissioning Activities Period 3c Collateral Costs 3c.3.1    Spent Fuel Capital and Transfer                  -      -          -          -          -        -    16,647          2,497  19,144        -          19,144          -          -      -        -        -        -          -        -            -
3c.3      Subtotal Period 3c Collateral Costs              -      -          -          -          -        -    16,647          2,497  19,144        -          19,144          -          -      -        -        -        -          -        -            -
Period 3c Period-Dependent Costs 3c.4.1    Insurance                                        -      -          -          -          -        -      7,873            787  8,660        -            8,660          -          -      -        -        -        -          -        -            -
3c.4.2    Property taxes                                    -      -          -          -          -        -    13,107          1,311  14,418        -          14,418          -          -      -        -        -        -          -        -            -
3c.4.4    NRC ISFSI Fees                                    -      -          -          -          -        -      8,585            859  9,444        -            9,444          -          -      -        -        -        -          -        -            -
3c.4.5    Emergency Planning Fees                          -      -          -          -          -        -    10,432          1,043  11,476        -          11,476          -          -      -        -        -        -          -        -            -
3c.4.6    ISFSI Operating Costs                            -      -          -          -          -        -      1,468            220  1,688        -            1,688          -          -      -        -        -        -          -        -            -
3c.4.7    Corporate A&G Cost                                -      -          -          -          -        -      3,537            531  4,068        -            4,068          -          -      -        -        -        -          -        -            -
3c.4.8    Security Staff Cost                              -      -          -          -          -        -    49,794          7,469  57,263        -          57,263          -          -      -        -        -        -          -        -        993,072 3c.4.9    Utility Staff Cost                                -      -          -          -          -        -    13,079          1,962  15,041        -          15,041          -          -      -        -        -        -          -        -        184,155 3c.4      Subtotal Period 3c Period-Dependent Costs        -      -          -          -          -        -    107,876        14,181 122,057        -        122,057            -          -      -        -        -        -          -        -    1,177,227 3c.0      TOTAL PERIOD 3c COST                              -      -          -          -          -        -    124,523        16,679 141,201        -        141,201            -          -      -        -        -        -          -        -    1,177,227 PERIOD 3d - GTCC shipping Period 3d Direct Decommissioning Activities Nuclear Steam Supply System Removal 3d.1.1.1 Vessel & Internals GTCC Disposal                    -      -        1,175        -          -      7,713      -            1,451  10,339      10,339            -            -          -      -        -        -      1,330    271,794        -            -
3d.1.1    Totals                                            -      -        1,175        -          -      7,713      -            1,451  10,339      10,339            -            -          -      -        -        -      1,330    271,794        -            -
3d.1      Subtotal Period 3d Activity Costs                -      -        1,175        -          -      7,713      -            1,451  10,339      10,339            -            -          -      -        -        -      1,330    271,794        -            -
Period 3d Period-Dependent Costs 3d.4.1    Insurance                                        -      -          -          -          -        -          12            1      13          13          -            -          -      -        -        -        -          -        -            -
3d.4.2    Property taxes                                    -      -          -          -          -        -          19            2      21          21          -            -          -      -        -        -        -          -        -            -
3d.4.4    NRC ISFSI Fees                                    -      -          -          -          -        -          8            1      9        -                9          -          -      -        -        -        -          -        -            -
3d.4.5    Emergency Planning Fees                          -      -          -          -          -        -          15            2      17        -                17          -          -      -        -        -        -          -        -            -
3d.4.6    ISFSI Operating Costs                            -      -          -          -          -        -          2            0      2        -                2          -          -      -        -        -        -          -        -            -
3d.4.7    Corporate A&G Cost                                -      -          -          -          -        -          4            1      4            4          -            -          -      -        -        -        -          -        -            -
3d.4.8    Security Staff Cost                              -      -          -          -          -        -          73            11      84          84          -            -          -      -        -        -        -          -        -          1,452 3d.4.9    Utility Staff Cost                                -      -          -          -          -        -          19            3      22          22          -            -          -      -        -        -        -          -        -            269 3d.4      Subtotal Period 3d Period-Dependent Costs        -      -          -          -          -        -        152            20    172        144              28          -          -      -        -        -        -          -        -          1,721 3d.0      TOTAL PERIOD 3d COST                              -      -        1,175        -          -      7,713      152          1,471  10,511      10,483              28          -          -      -        -        -      1,330    271,794        -          1,721 PERIOD 3e - ISFSI Decontamination Period 3e Direct Decommissioning Activities Period 3e Additional Costs 3e.2.1    License Termination ISFSI                        -      126        129      885        -      1,372    1,270            946  4,729      4,729            -            -          -    12,920      -        -        -    1,547,466      7,203        1,664 3e.2      Subtotal Period 3e Additional Costs              -      126        129      885        -      1,372    1,270            946  4,729      4,729            -            -          -    12,920      -        -        -    1,547,466      7,203        1,664 Period 3e Period-Dependent Costs 3e.4.1    Insurance                                        -      -          -          -          -        -          13            3      16          16          -            -          -      -        -        -        -          -        -            -
3e.4.2    Property taxes                                    -      -          -          -          -        -        332            83    416        416            -            -          -      -        -        -        -          -        -            -
3e.4.3    Plant energy budget                              -      -          -          -          -        -          23            6      29          29          -            -          -      -        -        -        -          -        -            -
3e.4.4    Corporate A&G Cost                                -      -          -          -          -        -          63            16      78          78          -            -          -      -        -        -        -          -        -            -
3e.4.5    Security Staff Cost                              -      -          -          -          -        -        130            33    163        163            -            -          -      -        -        -        -          -        -          2,500 3e.4.6    Utility Staff Cost                                -      -          -          -          -        -        137            34    171        171            -            -          -      -        -        -        -          -        -          1,896 3e.4      Subtotal Period 3e Period-Dependent Costs        -      -          -          -          -        -        698            174    872        872            -            -          -      -        -        -        -          -        -          4,396 3e.0      TOTAL PERIOD 3e COST                              -      126        129      885        -      1,372    1,968          1,120  5,601      5,601            -            -          -    12,920      -        -        -    1,547,466      7,203        6,060 TLG Services, LLC
 
Beaver Valley Power Station                                                                                                                                                                                                                              Document E22-1783-001, Rev. 1 Decommissioning Cost Analysis                                                                                                                                                                                                                                  Appendix C, Page 23 of 23 Table C-2 Beaver Valley Integrated Unit 2 DECON Decommissioning Cost Estimate (Thousands of 2020 Dollars)
Costs run: Wed, Feb 17, 2021 at 10:26:02                                                        Off-Site    LLRW                                        NRC      Spent Fuel    Site      Processed            Burial Volumes              Burial /            Utility and Activity            DECCER Version 2016.08.16d                    Decon    Removal    Packaging  Transport    Processing  Disposal    Other        Total      Total  Lic. Term. Management  Restoration  Volume    Class A  Class B  Class C  GTCC    Processed    Craft    Contractor Index                    Activity Description                    Cost      Cost      Costs      Costs        Costs      Costs      Costs    Contingency  Costs    Costs        Costs        Costs      Cu. Feet  Cu. Feet Cu. Feet Cu. Feet  Cu. Feet  Wt., Lbs. Manhours  Manhours PERIOD 3f - ISFSI Site Restoration Period 3f Direct Decommissioning Activities Period 3f Additional Costs 3f.2.1      Site Restoration ISFSI                                      -      1,688        -          -            -        -        274            294  2,256        -            -          2,256        -        -        -        -        -          -      16,280          160 3f.2        Subtotal Period 3f Additional Costs                          -      1,688        -          -            -        -        274            294  2,256        -            -          2,256        -        -        -        -        -          -      16,280          160 Period 3f Collateral Costs 3f.3.1      Small tool allowance                                        -          20        -          -            -        -        -                3      23        -            -            23        -        -        -        -        -          -        -            -
3f.3        Subtotal Period 3f Collateral Costs                          -          20        -          -            -        -        -                3      23        -            -            23        -        -        -        -        -          -        -            -
Period 3f Period-Dependent Costs 3f.4.2      Property taxes                                              -        -          -          -            -        -        168              17    184        -            -            184        -        -        -        -        -          -        -            -
3f.4.3      Plant energy budget                                          -        -          -          -            -        -          12            2      13        -            -            13        -        -        -        -        -          -        -            -
3f.4.4      Corporate A&G Cost                                          -        -          -          -            -        -          32            5      36        -            -            36        -        -        -        -        -          -        -            -
3f.4.5      Security Staff Cost                                          -        -          -          -            -        -          66            10      76        -            -            76        -        -        -        -        -          -        -          1,260 3f.4.6      Utility Staff Cost                                          -        -          -          -            -        -          56            8      64        -            -            64        -        -        -        -        -          -        -            782 3f.4        Subtotal Period 3f Period-Dependent Costs                    -        -          -          -            -        -        332              41    374        -            -            374        -        -        -        -        -          -        -          2,042 3f.0        TOTAL PERIOD 3f COST                                        -      1,708        -          -            -        -        607            339  2,654        -            -          2,654        -        -        -        -        -          -      16,280        2,202 PERIOD 3 TOTALS                                                          -    32,057      1,304        885          -      9,086  155,822          28,287 227,441      19,015      147,528      60,898        -    12,920      -        -      1,330  1,819,260    227,065  1,444,030 TOTAL COST TO DECOMMISSION                                          10,702  118,816      20,475      15,682      30,579    50,466  576,838        146,721 970,278    629,413      265,838      75,027    319,078  367,401    1,192      281    1,330 32,238,730  1,203,461  5,093,136 TOTAL COST TO DECOMMISSION WITH 17.82% CONTINGENCY:                                                $970,278  thousands of 2020 dollars TOTAL NRC LICENSE TERMINATION COST IS 64.87% OR:                                                    $629,413  thousands of 2020 dollars SPENT FUEL MANAGEMENT COST IS 27.4% OR:                                                            $265,838  thousands of 2020 dollars NON-NUCLEAR DEMOLITION COST IS 7.73% OR:                                                            $75,027  thousands of 2020 dollars TOTAL LOW-LEVEL RADIOACTIVE WASTE VOLUME BURIED (EXCLUDING GTCC)                                      368,874 Cubic Feet TOTAL GREATER THAN CLASS C RADWASTE VOLUME GENERATED                                                    1,330 Cubic Feet TOTAL SCRAP METAL REMOVED:                                                                            44,640 Tons TOTAL CRAFT LABOR REQUIREMENTS:                                                                    1,203,461 Man-hours End Notes:
n/a - indicates that this activity not charged as decommissioning expense a - indicates that this activity performed by decommissioning staff 0 - indicates that this value is less than 0.5 but is non-zero A cell containing " - " indicates a zero value TLG Services, LLC
 
Beaver Valley Power Station                                            Document E22-1783-001, Rev. 1 Decommissioning Cost Analysis                                                    Appendix D, Page 1 of 25 APPENDIX D DETAILED COST ANALYSIS SAFSTOR Page Beaver Valley Power Station, Unit 1 ............................................................................ D-2 Beaver Valley Power Station, Unit 2 .......................................................................... D-14 TLG Services, LLC
 
Beaver Valley Power Station                                                                                                                                                                                                                Document E22-1783-001, Rev. 1 Decommissioning Cost Analysis                                                                                                                                                                                                                      Appendix D Page 2 of 25 Table D-1 Beaver Valley Unit 1 SAFSTOR Decommissioning Cost Estimate (Thousands of 2020 Dollars)
Costs run: Wed, Feb 17, 2021 at 10:27:09                                          Off-Site    LLRW                                      NRC      Spent Fuel      Site    Processed              Burial Volumes              Burial /              Utility and Activity        DECCER Version 2016.08.16d        Decon  Removal  Packaging  Transport  Processing  Disposal  Other      Total    Total  Lic. Term. Management    Restoration  Volume    Class A  Class B  Class C  GTCC    Processed    Craft    Contractor Index              Activity Description          Cost    Cost      Costs      Costs      Costs      Costs    Costs  Contingency  Costs    Costs        Costs        Costs    Cu. Feet  Cu. Feet  Cu. Feet  Cu. Feet Cu. Feet  Wt., Lbs. Manhours  Manhours PERIOD 1a - Shutdown through Transition Period 1a Direct Decommissioning Activities 1a.1.1    SAFSTOR site characterization survey          -      -          -          -          -          -        580          174    754        754          -            -          -        -        -        -        -          -          -            -
1a.1.2    Prepare preliminary decommissioning cost      -      -          -          -          -          -        169          25    194        194          -            -          -        -        -        -        -          -          -          1,300 1a.1.3    Notification of Cessation of Operations                                                                                              a 1a.1.4    Remove fuel & source material                                                                                                      n/a 1a.1.5    Notification of Permanent Defueling                                                                                                  a 1a.1.6    Deactivate plant systems & process waste                                                                                            a 1a.1.7    Prepare and submit PSDAR                      -      -          -          -          -          -        260          39    299        299          -            -          -        -        -        -        -          -          -          2,000 1a.1.8    Review plant dwgs & specs.                    -      -          -          -          -          -        169          25    194        194          -            -          -        -        -        -        -          -          -          1,300 1a.1.9    Perform detailed rad survey                                                                                                          a 1a.1.10    Estimate by-product inventory                  -      -          -          -          -          -        130          19    149        149          -            -          -        -        -        -        -          -          -          1,000 1a.1.11    End product description                        -      -          -          -          -          -        130          19    149        149          -            -          -        -        -        -        -          -          -          1,000 1a.1.12    Detailed by-product inventory                  -      -          -          -          -          -        195          29    224        224          -            -          -        -        -        -        -          -          -          1,500 1a.1.13    Define major work sequence                    -      -          -          -          -          -        130          19    149        149          -            -          -        -        -        -        -          -          -          1,000 1a.1.14    Perform SER and EA                            -      -          -          -          -          -        403          60    463        463          -            -          -        -        -        -        -          -          -          3,100 1a.1.15    Perform Site-Specific Cost Study              -      -          -          -          -          -        650          97    747        747          -            -          -        -        -        -        -          -          -          5,000 Activity Specifications 1a.1.16.1 Prepare plant and facilities for SAFSTOR        -      -          -          -          -          -        639          96    735        735          -            -          -        -        -        -        -          -          -          4,920 1a.1.16.2 Plant systems                                  -      -          -          -          -          -        541          81    623        623          -            -          -        -        -        -        -          -          -          4,167 1a.1.16.3 Plant structures and buildings                  -      -          -          -          -          -        405          61    466        466          -            -          -        -        -        -        -          -          -          3,120 1a.1.16.4 Waste management                                -      -          -          -          -          -        260          39    299        299          -            -          -        -        -        -        -          -          -          2,000 1a.1.16.5 Facility and site dormancy                      -      -          -          -          -          -        260          39    299        299          -            -          -        -        -        -        -          -          -          2,000 1a.1.16    Total                                          -      -          -          -          -          -      2,106          316  2,422      2,422          -            -          -        -        -        -        -          -          -        16,207 Detailed Work Procedures 1a.1.17.1 Plant systems                                  -      -          -          -          -          -        154          23    177        177          -            -          -        -        -        -        -          -          -          1,183 1a.1.17.2 Facility closeout & dormancy                    -      -          -          -          -          -        156          23    179        179          -            -          -        -        -        -        -          -          -          1,200 1a.1.17    Total                                          -      -          -          -          -          -        310          46    356        356          -            -          -        -        -        -        -          -          -          2,383 1a.1.18    Procure vacuum drying system                  -      -          -          -          -          -        13            2      15          15          -            -          -        -        -        -        -          -          -            100 1a.1.19    Drain/de-energize non-cont. systems                                                                                                  a 1a.1.20    Drain & dry NSSS                                                                                                                    a 1a.1.21    Drain/de-energize contaminated systems                                                                                              a 1a.1.22    Decon/secure contaminated systems                                                                                                    a 1a.1      Subtotal Period 1a Activity Costs              -      -          -          -          -          -      5,243          873  6,117      6,117          -            -          -        -        -        -        -          -          -        35,890 Period 1a Additional Costs 1a.2.1    Mixed Waste                                    -    388        252          45        500      133        80          249  1,648      1,648          -            -      46,010    1,203      -        -        -    2,688,512    2,099          -
1a.2      Subtotal Period 1a Additional Costs            -    388        252          45        500      133        80          249  1,648      1,648          -            -      46,010    1,203      -        -        -    2,688,512    2,099          -
Period 1a Collateral Costs 1a.3.1    Small tool allowance                          -        2        -          -          -          -        -              0      3          3          -            -          -        -        -        -        -          -          -            -
1a.3.2    Spent Fuel Capital and Transfer                -      -          -          -          -          -      3,539          531  4,070        -          4,070          -          -        -        -        -        -          -          -            -
1a.3      Subtotal Period 1a Collateral Costs            -        2        -          -          -          -      3,539          531  4,073          3        4,070          -          -        -        -        -        -          -          -            -
Period 1a Period-Dependent Costs 1a.4.1    Insurance                                      -      -          -          -          -          -      2,390          239  2,628      2,628          -            -          -        -        -        -        -          -          -            -
1a.4.2    Property taxes                                -      -          -          -          -          -        380          38    418        418          -            -          -        -        -        -        -          -          -            -
1a.4.3    Health physics supplies                        -    546          -          -          -          -        -            136    682        682          -            -          -        -        -        -        -          -          -            -
1a.4.4    Heavy equipment rental                        -    753          -          -          -          -        -            113    866        866          -            -          -        -        -        -        -          -          -            -
1a.4.5    Disposal of DAW generated                      -      -            11          4        -          30      -              9      54          54          -            -          -        540      -        -        -        11,322        17          -
1a.4.6    Plant energy budget                            -      -          -          -          -          -      3,462          519  3,981      3,981          -            -          -        -        -        -        -          -          -            -
1a.4.7    NRC Fees                                      -      -          -          -          -          -        892          89    981        981          -            -          -        -        -        -        -          -          -            -
1a.4.8    Emergency Planning Fees                        -      -          -          -          -          -      1,793          179  1,972        -          1,972          -          -        -        -        -        -          -          -            -
1a.4.9    Spent Fuel Pool O&M                            -      -          -          -          -          -        845          127    971        -            971          -          -        -        -        -        -          -          -            -
1a.4.10    ISFSI Operating Costs                          -      -          -          -          -          -        56            8      64        -              64          -          -        -        -        -        -          -          -            -
1a.4.11    Corporate A&G Cost                            -      -          -          -          -          -      8,884        1,333  10,216      10,216          -            -          -        -        -        -        -          -          -            -
1a.4.12    Security Staff Cost                            -      -          -          -          -          -      3,705          556  4,260      4,260          -            -          -        -        -        -        -          -          -        92,352 TLG Services, LLC
 
Beaver Valley Power Station                                                                                                                                                                                                                    Document E22-1783-001, Rev. 1 Decommissioning Cost Analysis                                                                                                                                                                                                                          Appendix D Page 3 of 25 Table D-1 Beaver Valley Unit 1 SAFSTOR Decommissioning Cost Estimate (Thousands of 2020 Dollars)
Costs run: Wed, Feb 17, 2021 at 10:27:09                                              Off-Site    LLRW                                      NRC      Spent Fuel      Site    Processed              Burial Volumes              Burial /              Utility and Activity        DECCER Version 2016.08.16d          Decon    Removal  Packaging  Transport  Processing  Disposal  Other      Total    Total  Lic. Term. Management    Restoration  Volume    Class A  Class B  Class C  GTCC    Processed    Craft    Contractor Index              Activity Description            Cost      Cost      Costs      Costs      Costs      Costs    Costs  Contingency  Costs    Costs        Costs        Costs    Cu. Feet  Cu. Feet  Cu. Feet  Cu. Feet Cu. Feet  Wt., Lbs. Manhours  Manhours Period 1a Period-Dependent Costs (continued) 1a.4.13    Utility Staff Cost                              -        -          -          -          -          -    17,407        2,611  20,018      20,018          -            -          -        -        -        -        -          -          -        251,680 1a.4      Subtotal Period 1a Period-Dependent Costs      -      1,298          11          4        -          30  39,812        5,958  47,113      44,106        3,007          -          -        540      -        -        -        11,322        17      344,032 1a.0      TOTAL PERIOD 1a COST                            -      1,689        264          49        500      163    48,674        7,612  58,951      51,873        7,077          -      46,010    1,743      -        -        -    2,699,834    2,116      379,922 PERIOD 1b - SAFSTOR Limited DECON Activities Period 1b Direct Decommissioning Activities Decontamination of Site Buildings 1b.1.1.1 Reactor                                        1,281      -          -          -          -          -        -            641  1,922      1,922          -            -          -        -        -        -        -          -      18,743          -
1b.1.1.2 Auxiliary                                        402      -          -          -          -          -        -            201    603        603          -            -          -        -        -        -        -          -      6,054          -
1b.1.1.3 Fuel                                              626      -          -          -          -          -        -            313    939        939          -            -          -        -        -        -        -          -      8,280          -
1b.1.1.4 Main Steam, Cable Vault, Safeguards              100      -          -          -          -          -        -            50    150        150          -            -          -        -        -        -        -          -      1,503          -
1b.1.1.5 Service, Wrhse & Control Area                    149      -          -          -          -          -        -            74    223        223          -            -          -        -        -        -        -          -      2,243          -
1b.1.1.6 Solid Waste & Coolant Recovery Storage            124      -          -          -          -          -        -            62    187        187          -            -          -        -        -        -        -          -      1,716          -
1b.1.1.7 Turbine                                          503      -          -          -          -          -        -            251    754        754          -            -          -        -        -        -        -          -      7,570          -
1b.1.1    Totals                                        3,186      -          -          -          -          -        -          1,593  4,779      4,779          -            -          -        -        -        -        -          -      46,107          -
1b.1      Subtotal Period 1b Activity Costs            3,186      -          -          -          -          -        -          1,593  4,779      4,779          -            -          -        -        -        -        -          -      46,107          -
Period 1b Collateral Costs 1b.3.1    Decon equipment                              1,055      -          -          -          -          -        -            158  1,213      1,213          -            -          -        -        -        -        -          -          -            -
1b.3.2    Process decommissioning water waste            299      -          210        451          -        784      -            434  2,178      2,178          -            -          -      1,842      -        -        -      110,547      359          -
1b.3.4    Small tool allowance                            -        52        -          -          -          -        -              8      60          60          -            -          -        -        -        -        -          -          -            -
1b.3.5    Spent Fuel Capital and Transfer                -        -          -          -          -          -      1,382          207  1,589        -          1,589          -          -        -        -        -        -          -          -            -
1b.3      Subtotal Period 1b Collateral Costs          1,354      52        210        451          -        784    1,382          808  5,040      3,451        1,589          -          -      1,842      -        -        -      110,547      359          -
Period 1b Period-Dependent Costs 1b.4.1    Decon supplies                                1,102      -          -          -          -          -        -            276  1,378      1,378          -            -          -        -        -        -        -          -          -            -
1b.4.2    Insurance                                      -        -          -          -          -          -        602          60    663        663          -            -          -        -        -        -        -          -          -            -
1b.4.3    Property taxes                                  -        -          -          -          -          -        89            9      98          98          -            -          -        -        -        -        -          -          -            -
1b.4.4    Health physics supplies                        -        399        -          -          -          -        -            100    498        498          -            -          -        -        -        -        -          -          -            -
1b.4.5    Heavy equipment rental                          -        190        -          -          -          -        -            28    218        218          -            -          -        -        -        -        -          -          -            -
1b.4.6    Disposal of DAW generated                      -        -            14          5        -          36      -            11      65          65          -            -          -        646      -        -        -        13,532        20          -
1b.4.7    Plant energy budget                            -        -          -          -          -          -        873          131  1,003      1,003          -            -          -        -        -        -        -          -          -            -
1b.4.8    NRC Fees                                        -        -          -          -          -          -        163          16    179        179          -            -          -        -        -        -        -          -          -            -
1b.4.9    Emergency Planning Fees                        -        -          -          -          -          -        362          36    398        -            398          -          -        -        -        -        -          -          -            -
1b.4.10    Spent Fuel Pool O&M                            -        -          -          -          -          -        213          32    245        -            245          -          -        -        -        -        -          -          -            -
1b.4.11    ISFSI Operating Costs                          -        -          -          -          -          -        14            2      16        -              16          -          -        -        -        -        -          -          -            -
1b.4.12    Corporate A&G Cost                              -        -          -          -          -          -        595          89    684        684          -            -          -        -        -        -        -          -          -            -
1b.4.13    Security Staff Cost                            -        -          -          -          -          -        862          129    992        992          -            -          -        -        -        -        -          -          -        21,390 1b.4.14    Utility Staff Cost                              -        -          -          -          -          -      4,387          658  5,046      5,046          -            -          -        -        -        -        -          -          -        63,437 1b.4      Subtotal Period 1b Period-Dependent Costs    1,102      589          14          5        -          36    8,160        1,578  11,483      10,824          659          -          -        646      -        -        -        13,532        20      84,828 1b.0      TOTAL PERIOD 1b COST                          5,642      641        223        456          -        820    9,543        3,978  21,302      19,053        2,249          -          -      2,488      -        -        -      124,079    46,486        84,828 PERIOD 1c - Preparations for SAFSTOR Dormancy Period 1c Direct Decommissioning Activities 1c.1.1    Prepare support equipment for storage          -        521        -          -          -          -        -            78    600        600          -            -          -        -        -        -        -          -      3,000          -
1c.1.2    Install containment pressure equal. lines      -        53        -          -          -          -        -              8      60          60          -            -          -        -        -        -        -          -        700          -
1c.1.3    Interim survey prior to dormancy                -        -          -          -          -          -        733          220    953        953          -            -          -        -        -        -        -          -      8,864          -
1c.1.4    Secure building accesses                                                                                                                a 1c.1.5    Prepare & submit interim report                -        -          -          -          -          -        76          11      87          87          -            -          -        -        -        -        -          -          -            583 1c.1      Subtotal Period 1c Activity Costs              -        574        -          -          -          -        809          317  1,700      1,700          -            -          -        -        -        -        -          -      12,564          583 Period 1c Additional Costs 1c.2.1    Spent Fuel Pool Isolation                      -        -          -          -          -          -    12,675        1,901  14,576      14,576          -            -          -        -        -        -        -          -          -            -
1c.2      Subtotal Period 1c Additional Costs            -        -          -          -          -          -    12,675        1,901  14,576      14,576          -            -          -        -        -        -        -          -          -            -
TLG Services, LLC
 
Beaver Valley Power Station                                                                                                                                                                                                                    Document E22-1783-001, Rev. 1 Decommissioning Cost Analysis                                                                                                                                                                                                                          Appendix D Page 4 of 25 Table D-1 Beaver Valley Unit 1 SAFSTOR Decommissioning Cost Estimate (Thousands of 2020 Dollars)
Costs run: Wed, Feb 17, 2021 at 10:27:09                                              Off-Site    LLRW                                      NRC      Spent Fuel      Site    Processed              Burial Volumes              Burial /              Utility and Activity        DECCER Version 2016.08.16d          Decon    Removal  Packaging  Transport  Processing  Disposal  Other      Total    Total  Lic. Term. Management    Restoration  Volume    Class A  Class B  Class C  GTCC    Processed    Craft    Contractor Index              Activity Description            Cost      Cost      Costs      Costs      Costs      Costs    Costs  Contingency  Costs    Costs        Costs        Costs    Cu. Feet  Cu. Feet  Cu. Feet  Cu. Feet Cu. Feet  Wt., Lbs. Manhours  Manhours Period 1c Collateral Costs 1c.3.1    Process decommissioning water waste            320      -          224        483          -          839      -            465  2,332      2,332          -            -          -      1,973      -        -        -      118,405      385          -
1c.3.3    Small tool allowance                            -          5        -          -          -          -        -              1      6          6          -            -          -        -        -        -        -          -          -            -
1c.3.4    Spent Fuel Capital and Transfer                -        -          -          -          -          -      1,397          210  1,607        -          1,607          -          -        -        -        -        -          -          -            -
1c.3      Subtotal Period 1c Collateral Costs            320        5        224        483          -          839    1,397          675  3,944      2,337        1,607          -          -      1,973      -        -        -      118,405      385          -
Period 1c Period-Dependent Costs 1c.4.1    Insurance                                      -        -          -          -          -          -        609          61    670        670          -            -          -        -        -        -        -          -          -            -
1c.4.2    Property taxes                                  -        -          -          -          -          -        90            9      99          99          -            -          -        -        -        -        -          -          -            -
1c.4.3    Health physics supplies                        -        210        -          -          -          -        -            52    262        262          -            -          -        -        -        -        -          -          -            -
1c.4.4    Heavy equipment rental                          -        192        -          -          -          -        -            29    221        221          -            -          -        -        -        -        -          -          -            -
1c.4.5    Disposal of DAW generated                      -        -            3          1        -            8      -              2      14          14          -            -          -        138      -        -        -        2,885          4          -
1c.4.6    Plant energy budget                            -        -          -          -          -          -        882          132  1,014      1,014          -            -          -        -        -        -        -          -          -            -
1c.4.7    NRC Fees                                        -        -          -          -          -          -        165          16    181        181          -            -          -        -        -        -        -          -          -            -
1c.4.8    Emergency Planning Fees                        -        -          -          -          -          -        366          37    402        -            402          -          -        -        -        -        -          -          -            -
1c.4.9    Spent Fuel Pool O&M                            -        -          -          -          -          -        215          32    247        -            247          -          -        -        -        -        -          -          -            -
1c.4.10    ISFSI Operating Costs                          -        -          -          -          -          -        14            2      16        -              16          -          -        -        -        -        -          -          -            -
1c.4.11    Corporate A&G Cost                              -        -          -          -          -          -        601          90    691        691          -            -          -        -        -        -        -          -          -            -
1c.4.12    Security Staff Cost                            -        -          -          -          -          -        872          131  1,002      1,002          -            -          -        -        -        -        -          -          -        21,623 1c.4.13    Utility Staff Cost                              -        -          -          -          -          -      4,435          665  5,100      5,100          -            -          -        -        -        -        -          -          -        64,127 1c.4      Subtotal Period 1c Period-Dependent Costs      -        401          3          1        -            8    8,249        1,259  9,922      9,255          666          -          -        138      -        -        -        2,885          4      85,750 1c.0      TOTAL PERIOD 1c COST                            320      980        227        484          -          847  23,130        4,153  30,142      27,869        2,273          -          -      2,111      -        -        -      121,290    12,953        86,333 PERIOD 1 TOTALS                                          5,962    3,310        714        989          500      1,830  81,347      15,743 110,395      98,796        11,599          -      46,010    6,343      -        -        -    2,945,203    61,556      551,082 PERIOD 2a - SAFSTOR Dormancy with Wet Spent Fuel Storage Period 2a Direct Decommissioning Activities 2a.1.1    Quarterly Inspection                                                                                                                    a 2a.1.2    Semi-annual environmental survey                                                                                                        a 2a.1.3    Prepare reports                                                                                                                        a 2a.1.4    Bituminous roof replacement                    -        -          -          -          -          -        151          23    173        173          -            -          -        -        -        -        -          -          -            -
2a.1.5    Maintenance supplies                            -        -          -          -          -          -        533          133    666        666          -            -          -        -        -        -        -          -          -            -
2a.1      Subtotal Period 2a Activity Costs              -        -          -          -          -          -        683          156    839        839          -            -          -        -        -        -        -          -          -            -
Period 2a Collateral Costs 2a.3.1    Spent Fuel Capital and Transfer                -        -          -          -          -          -    88,067      13,210 101,277        -        101,277          -          -        -        -        -        -          -          -            -
2a.3      Subtotal Period 2a Collateral Costs            -        -          -          -          -          -    88,067      13,210 101,277        -        101,277          -          -        -        -        -        -          -          -            -
Period 2a Period-Dependent Costs 2a.4.1    Insurance                                      -        -          -          -          -          -      2,098          210  2,308      2,308          -            -          -        -        -        -        -          -          -            -
2a.4.2    Property taxes                                  -        -          -          -          -          -      1,236          124  1,360      1,360          -            -          -        -        -        -        -          -          -            -
2a.4.3    Health physics supplies                        -        798        -          -          -          -        -            199    997        997          -            -          -        -        -        -        -          -          -            -
2a.4.4    Disposal of DAW generated                      -        -            16          6        -          43      -            13      77          77          -            -          -        769      -        -        -        16,102        24          -
2a.4.5    Plant energy budget                            -        -          -          -          -          -      2,421          363  2,784      2,784          -            -          -        -        -        -        -          -          -            -
2a.4.6    NRC Fees                                        -        -          -          -          -          -        852          85    937        937          -            -          -        -        -        -        -          -          -            -
2a.4.7    Emergency Planning Fees                        -        -          -          -          -          -      5,020          502  5,522        -          5,522          -          -        -        -        -        -          -          -            -
2a.4.8    Spent Fuel Pool O&M                            -        -          -          -          -          -      2,952          443  3,395        -          3,395          -          -        -        -        -        -          -          -            -
2a.4.9    ISFSI Operating Costs                          -        -          -          -          -          -        196          29    225        -            225          -          -        -        -        -        -          -          -            -
2a.4.10    Corporate A&G Cost                              -        -          -          -          -          -      8,243        1,236  9,479      9,479          -            -          -        -        -        -        -          -          -            -
2a.4.11    Security Staff Cost                            -        -          -          -          -          -    11,959        1,794  13,752      3,507        10,246          -          -        -        -        -        -          -          -        296,675 2a.4.12    Utility Staff Cost                              -        -          -          -          -          -    10,935        1,640  12,575      1,157        11,418          -          -        -        -        -        -          -          -        152,701 2a.4      Subtotal Period 2a Period-Dependent Costs      -        798          16          6        -          43  45,910        6,639  53,411      22,606        30,805          -          -        769      -        -        -        16,102        24      449,376 2a.0      TOTAL PERIOD 2a COST                            -        798          16          6        -          43  134,661      20,005 155,527      23,445      132,082          -          -        769      -        -        -        16,102        24      449,376 TLG Services, LLC
 
Beaver Valley Power Station                                                                                                                                                                                                              Document E22-1783-001, Rev. 1 Decommissioning Cost Analysis                                                                                                                                                                                                                    Appendix D Page 5 of 25 Table D-1 Beaver Valley Unit 1 SAFSTOR Decommissioning Cost Estimate (Thousands of 2020 Dollars)
Costs run: Wed, Feb 17, 2021 at 10:27:09                                            Off-Site    LLRW                                      NRC      Spent Fuel      Site    Processed            Burial Volumes              Burial /              Utility and Activity        DECCER Version 2016.08.16d          Decon  Removal  Packaging  Transport  Processing  Disposal  Other      Total    Total  Lic. Term. Management    Restoration  Volume  Class A  Class B  Class C  GTCC    Processed    Craft    Contractor Index              Activity Description            Cost    Cost      Costs      Costs      Costs      Costs    Costs  Contingency  Costs    Costs        Costs        Costs    Cu. Feet Cu. Feet  Cu. Feet  Cu. Feet Cu. Feet  Wt., Lbs. Manhours  Manhours PERIOD 2b - SAFSTOR Dormancy with Dry Spent Fuel Storage Period 2b Direct Decommissioning Activities 2b.1.1    Quarterly Inspection                                                                                                                a 2b.1.2    Semi-annual environmental survey                                                                                                    a 2b.1.3    Prepare reports                                                                                                                      a 2b.1.4    Bituminous roof replacement                    -      -          -          -          -        -      1,764          265  2,028      2,028          -            -        -        -        -        -        -          -          -            -
2b.1.5    Maintenance supplies                            -      -          -          -          -        -      6,239        1,560  7,798      7,798          -            -        -        -        -        -        -          -          -            -
2b.1      Subtotal Period 2b Activity Costs              -      -          -          -          -        -      8,003        1,824  9,827      9,827          -            -        -        -        -        -        -          -          -            -
Period 2b Collateral Costs 2b.3.1    Spent Fuel Capital and Transfer                -      -          -          -          -        -    20,367        3,055  23,422        -          23,422          -        -        -        -        -        -          -          -            -
2b.3      Subtotal Period 2b Collateral Costs            -      -          -          -          -        -    20,367        3,055  23,422        -          23,422          -        -        -        -        -        -          -          -            -
Period 2b Period-Dependent Costs 2b.4.1    Insurance                                      -      -          -          -          -        -    24,581        2,458  27,039      27,039          -            -        -        -        -        -        -          -          -            -
2b.4.2    Property taxes                                  -      -          -          -          -        -    19,543        1,954  21,498      21,498          -            -        -        -        -        -        -          -          -            -
2b.4.3    Health physics supplies                        -    4,799        -          -          -        -        -          1,200  5,999      5,999          -            -        -        -        -        -        -          -          -            -
2b.4.4    Disposal of DAW generated                      -      -            98          34        -        259      -            80    470        470          -            -        -      4,668      -        -        -        97,793      144          -
2b.4.5    Plant energy budget                            -      -          -          -          -        -    14,178        2,127  16,305      16,305          -            -        -        -        -        -        -          -          -            -
2b.4.6    NRC Fees                                        -      -          -          -          -        -      9,315          932  10,247      10,247          -            -        -        -        -        -        -          -          -            -
2b.4.7    Emergency Planning Fees                        -      -          -          -          -        -    16,286        1,629  17,915        -          17,915          -        -        -        -        -        -          -          -            -
2b.4.8    ISFSI Operating Costs                          -      -          -          -          -        -      2,292          344  2,636        -          2,636          -        -        -        -        -        -          -          -            -
2b.4.9    Corporate A&G Cost                              -      -          -          -          -        -      5,959          894  6,853      6,853          -            -        -        -        -        -        -          -          -            -
2b.4.10    Security Staff Cost                            -      -          -          -          -        -    46,407        6,961  53,368      42,214        11,154          -        -        -        -        -        -          -          -        919,978 2b.4.11    Utility Staff Cost                              -      -          -          -          -        -    94,413      14,162 108,575      23,669        84,906          -        -        -        -        -        -          -          -      1,165,127 2b.4      Subtotal Period 2b Period-Dependent Costs      -    4,799          98          34        -        259  232,975      32,739 270,904    154,294      116,611          -        -      4,668      -        -        -        97,793      144    2,085,104 2b.0      TOTAL PERIOD 2b COST                            -    4,799          98          34        -        259  261,344      37,619 304,153    164,121      140,032          -        -      4,668      -        -        -        97,793      144    2,085,104 PERIOD 2c - SAFSTOR Dormancy without Spent Fuel Storage Period 2c Direct Decommissioning Activities 2c.1.1    Quarterly Inspection                                                                                                                a 2c.1.2    Semi-annual environmental survey                                                                                                    a 2c.1.3    Prepare reports                                                                                                                      a 2c.1.4    Bituminous roof replacement                    -      -          -          -          -        -        295          44    339        339          -            -        -        -        -        -        -          -          -            -
2c.1.5    Maintenance supplies                            -      -          -          -          -        -      1,042          261  1,303      1,303          -            -        -        -        -        -        -          -          -            -
2c.1      Subtotal Period 2c Activity Costs              -      -          -          -          -        -      1,337          305  1,642      1,642          -            -        -        -        -        -        -          -          -            -
Period 2c Period-Dependent Costs 2c.4.1    Insurance                                      -      -          -          -          -        -      2,443          244  2,687      2,687          -            -        -        -        -        -        -          -          -            -
2c.4.2    Property taxes                                  -      -          -          -          -        -      3,418          342  3,760      3,760          -            -        -        -        -        -        -          -          -            -
2c.4.3    Health physics supplies                        -      737        -          -          -        -        -            184    921        921          -            -        -        -        -        -        -          -          -            -
2c.4.4    Disposal of DAW generated                      -      -            15          5        -          39      -            12      70          70          -            -        -        695      -        -        -        14,568        21          -
2c.4.5    Plant energy budget                            -      -          -          -          -        -      2,368          355  2,724      2,724          -            -        -        -        -        -        -          -          -            -
2c.4.6    NRC Fees                                        -      -          -          -          -        -      1,404          140  1,544      1,544          -            -        -        -        -        -        -          -          -            -
2c.4.7    Corporate A&G Cost                              -      -          -          -          -        -      1,750          263  2,013      2,013          -            -        -        -        -        -        -          -          -            -
2c.4.8    Utility Staff Cost                              -      -          -          -          -        -      3,602          540  4,142      4,142          -            -        -        -        -        -        -          -          -        56,918 2c.4      Subtotal Period 2c Period-Dependent Costs      -      737          15          5        -          39  14,985        2,081  17,860      17,860          -            -        -        695      -        -        -        14,568        21      56,918 2c.0      TOTAL PERIOD 2c COST                            -      737          15          5        -          39  16,322        2,385  19,502      19,502          -            -        -        695      -        -        -        14,568        21      56,918 PERIOD 2 TOTALS                                            -    6,333        129          45        -        340  412,327      60,008 479,182    207,067      272,114          -        -      6,132      -        -        -      128,464        189    2,591,398 TLG Services, LLC
 
Beaver Valley Power Station                                                                                                                                                                                                              Document E22-1783-001, Rev. 1 Decommissioning Cost Analysis                                                                                                                                                                                                                    Appendix D Page 6 of 25 Table D-1 Beaver Valley Unit 1 SAFSTOR Decommissioning Cost Estimate (Thousands of 2020 Dollars)
Costs run: Wed, Feb 17, 2021 at 10:27:09                                              Off-Site    LLRW                                      NRC      Spent Fuel    Site    Processed          Burial Volumes              Burial /              Utility and Activity        DECCER Version 2016.08.16d          Decon  Removal  Packaging  Transport  Processing  Disposal  Other      Total    Total  Lic. Term. Management  Restoration  Volume  Class A  Class B  Class C  GTCC    Processed    Craft    Contractor Index              Activity Description              Cost    Cost      Costs      Costs      Costs      Costs    Costs  Contingency  Costs    Costs        Costs      Costs      Cu. Feet Cu. Feet Cu. Feet  Cu. Feet Cu. Feet  Wt., Lbs. Manhours  Manhours PERIOD 3a - Reactivate Site Following SAFSTOR Dormancy Period 3a Direct Decommissioning Activities 3a.1.1    Prepare preliminary decommissioning cost          -      -          -          -          -        -        169          25    194        194          -          -          -        -        -        -        -          -          -          1,300 3a.1.2    Review plant dwgs & specs.                        -      -          -          -          -        -        598          90    687        687          -          -          -        -        -        -        -          -          -          4,600 3a.1.3    Perform detailed rad survey                                                                                                            a 3a.1.4    End product description                          -      -          -          -          -        -        130          19    149        149          -          -          -        -        -        -        -          -          -          1,000 3a.1.5    Detailed by-product inventory                    -      -          -          -          -        -        169          25    194        194          -          -          -        -        -        -        -          -          -          1,300 3a.1.6    Define major work sequence                        -      -          -          -          -        -        974          146  1,121      1,121          -          -          -        -        -        -        -          -          -          7,500 3a.1.7    Perform SER and EA                                -      -          -          -          -        -        403          60    463        463          -          -          -        -        -        -        -          -          -          3,100 3a.1.8    Prepare/submit Defueled Technical Specifica      -      -          -          -          -        -        974          146  1,121      1,121          -          -          -        -        -        -        -          -          -          7,500 3a.1.9    Perform Site-Specific Cost Study                  -      -          -          -          -        -        650          97    747        747          -          -          -        -        -        -        -          -          -          5,000 3a.1.10    Prepare/submit Irradiated Fuel Managemen          -      -          -          -          -        -        130          19    149        149          -          -          -        -        -        -        -          -          -          1,000 Activity Specifications 3a.1.11.1 Re-activate plant & temporary facilities          -      -          -          -          -        -        958          144  1,101        991          -          110        -        -        -        -        -          -          -          7,370 3a.1.11.2 Plant systems                                      -      -          -          -          -        -        541          81    623        560          -          62        -        -        -        -        -          -          -          4,167 3a.1.11.3 Reactor internals                                  -      -          -          -          -        -        923          138  1,061      1,061          -          -          -        -        -        -        -          -          -          7,100 3a.1.11.4 Reactor vessel                                    -      -          -          -          -        -        845          127    971        971          -          -          -        -        -        -        -          -          -          6,500 3a.1.11.5 Biological shield                                  -      -          -          -          -        -        65          10      75          75          -          -          -        -        -        -        -          -          -            500 3a.1.11.6 Steam generators                                  -      -          -          -          -        -        405          61    466        466          -          -          -        -        -        -        -          -          -          3,120 3a.1.11.7 Reinforced concrete                                -      -          -          -          -        -        208          31    239        120          -          120        -        -        -        -        -          -          -          1,600 3a.1.11.8 Main Turbine                                      -      -          -          -          -        -        52            8      60        -            -          60        -        -        -        -        -          -          -            400 3a.1.11.9 Main Condensers                                    -      -          -          -          -        -        52            8      60        -            -          60        -        -        -        -        -          -          -            400 3a.1.11.10 Plant structures & buildings                      -      -          -          -          -        -        405          61    466        233          -          233        -        -        -        -        -          -          -          3,120 3a.1.11.11 Waste management                                  -      -          -          -          -        -        598          90    687        687          -          -          -        -        -        -        -          -          -          4,600 3a.1.11.12 Facility & site closeout                          -      -          -          -          -        -        117          18    134          67          -          67        -        -        -        -        -          -          -            900 3a.1.11    Total                                            -      -          -          -          -        -      5,168          775  5,943      5,232          -          712        -        -        -        -        -          -          -        39,777 Planning & Site Preparations 3a.1.12    Prepare dismantling sequence                      -      -          -          -          -        -        312          47    359        359          -          -          -        -        -        -        -          -          -          2,400 3a.1.13    Plant prep. & temp. svces                        -      -          -          -          -        -      3,500          525  4,025      4,025          -          -          -        -        -        -        -          -          -            -
3a.1.14    Design water clean-up system                      -      -          -          -          -        -        182          27    209        209          -          -          -        -        -        -        -          -          -          1,400 3a.1.15    Rigging/Cont. Cntrl Envlps/tooling/etc.          -      -          -          -          -        -      2,400          360  2,760      2,760          -          -          -        -        -        -        -          -          -            -
3a.1.16    Procure casks/liners & containers                -      -          -          -          -        -        160          24    184        184          -          -          -        -        -        -        -          -          -          1,230 3a.1      Subtotal Period 3a Activity Costs                -      -          -          -          -        -    15,918        2,388  18,306      17,594          -          712        -        -        -        -        -          -          -        77,107 Period 3a Collateral Costs 3a.3      Subtotal Period 3a Collateral Costs              -      -          -          -          -        -        -            -      -          -            -          -          -        -        -        -        -          -          -            -
Period 3a Period-Dependent Costs 3a.4.1    Insurance                                        -      -          -          -          -        -        357          36    393        393          -          -          -        -        -        -        -          -          -            -
3a.4.2    Property taxes                                    -      -          -          -          -        -        500          50    550        550          -          -          -        -        -        -        -          -          -            -
3a.4.3    Health physics supplies                          -      537        -          -          -        -        -            134    671        671          -          -          -        -        -        -        -          -          -            -
3a.4.4    Heavy equipment rental                            -      753        -          -          -        -        -            113    866        866          -          -          -        -        -        -        -          -          -            -
3a.4.5    Disposal of DAW generated                        -      -            11          4        -          30      -              9      55          55          -          -          -      544      -        -        -        11,402        17          -
3a.4.6    Plant energy budget                              -      -          -          -          -        -      3,462          519  3,981      3,981          -          -          -        -        -        -        -          -          -            -
3a.4.7    NRC Fees                                          -      -          -          -          -        -        335          33    368        368          -          -          -        -        -        -        -          -          -            -
3a.4.8    Corporate A&G Cost                                -      -          -          -          -        -      1,810          271  2,081      2,081          -          -          -        -        -        -        -          -          -            -
3a.4.9    Security Staff Cost                              -      -          -          -          -        -      1,931          290  2,221      2,221          -          -          -        -        -        -        -          -          -        65,000 3a.4.10    Utility Staff Cost                                -      -          -          -          -        -    16,822        2,523  19,345      19,345          -          -          -        -        -        -        -          -          -        257,920 3a.4      Subtotal Period 3a Period-Dependent Costs        -    1,289          11          4        -          30  25,216        3,979  30,530      30,530          -          -          -      544      -        -        -        11,402        17      322,920 3a.0      TOTAL PERIOD 3a COST                              -    1,289          11          4        -          30  41,135        6,367  48,836      48,125          -          712        -      544      -        -        -        11,402        17      400,027 TLG Services, LLC
 
Beaver Valley Power Station                                                                                                                                                                                                                Document E22-1783-001, Rev. 1 Decommissioning Cost Analysis                                                                                                                                                                                                                      Appendix D Page 7 of 25 Table D-1 Beaver Valley Unit 1 SAFSTOR Decommissioning Cost Estimate (Thousands of 2020 Dollars)
Costs run: Wed, Feb 17, 2021 at 10:27:09                                              Off-Site    LLRW                                      NRC      Spent Fuel    Site      Processed          Burial Volumes              Burial /              Utility and Activity        DECCER Version 2016.08.16d          Decon    Removal  Packaging  Transport  Processing  Disposal  Other      Total    Total  Lic. Term. Management  Restoration    Volume  Class A  Class B  Class C  GTCC    Processed    Craft    Contractor Index              Activity Description            Cost      Cost      Costs      Costs      Costs      Costs    Costs  Contingency  Costs    Costs        Costs      Costs      Cu. Feet Cu. Feet Cu. Feet  Cu. Feet Cu. Feet  Wt., Lbs. Manhours  Manhours PERIOD 3b - Decommissioning Preparations Period 3b Direct Decommissioning Activities Detailed Work Procedures 3b.1.1.1 Plant systems                                    -        -          -          -          -        -        615          92    707        636          -            71        -        -        -        -        -          -          -          4,733 3b.1.1.2 Reactor internals                                -        -          -          -          -        -        325          49    374        374          -          -          -        -        -        -        -          -          -          2,500 3b.1.1.3 Remaining buildings                              -        -          -          -          -        -        175          26    202          50          -          151        -        -        -        -        -          -          -          1,350 3b.1.1.4 CRD cooling assembly                              -        -          -          -          -        -        130          19    149        149          -          -          -        -        -        -        -          -          -          1,000 3b.1.1.5 CRD housings & ICI tubes                          -        -          -          -          -        -        130          19    149        149          -          -          -        -        -        -        -          -          -          1,000 3b.1.1.6 Incore instrumentation                            -        -          -          -          -        -        130          19    149        149          -          -          -        -        -        -        -          -          -          1,000 3b.1.1.7 Reactor vessel                                    -        -          -          -          -        -        472          71    542        542          -          -          -        -        -        -        -          -          -          3,630 3b.1.1.8 Facility closeout                                -        -          -          -          -        -        156          23    179          90          -            90        -        -        -        -        -          -          -          1,200 3b.1.1.9 Missile shields                                  -        -          -          -          -        -        58            9      67          67          -          -          -        -        -        -        -          -          -            450 3b.1.1.10 Biological shield                                -        -          -          -          -        -        156          23    179        179          -          -          -        -        -        -        -          -          -          1,200 3b.1.1.11 Steam generators                                -        -          -          -          -        -        598          90    687        687          -          -          -        -        -        -        -          -          -          4,600 3b.1.1.12 Reinforced concrete                              -        -          -          -          -        -        130          19    149          75          -            75        -        -        -        -        -          -          -          1,000 3b.1.1.13 Main Turbine                                    -        -          -          -          -        -        203          30    233        -            -          233        -        -        -        -        -          -          -          1,560 3b.1.1.14 Main Condensers                                  -        -          -          -          -        -        203          30    233        -            -          233        -        -        -        -        -          -          -          1,560 3b.1.1.15 Auxiliary building                              -        -          -          -          -        -        355          53    408        367          -            41        -        -        -        -        -          -          -          2,730 3b.1.1.16 Reactor building                                -        -          -          -          -        -        355          53    408        367          -            41        -        -        -        -        -          -          -          2,730 3b.1.1    Total                                          -        -          -          -          -        -      4,189          628  4,818      3,884          -          934        -        -        -        -        -          -          -        32,243 3b.1      Subtotal Period 3b Activity Costs              -        -          -          -          -        -      4,189          628  4,818      3,884          -          934        -        -        -        -        -          -          -        32,243 Period 3b Additional Costs 3b.2.1    Site Characterization                          -        -          -          -          -        -      3,494        1,048  4,542      4,542          -          -          -        -        -        -        -          -      19,190        7,852 3b.2      Subtotal Period 3b Additional Costs            -        -          -          -          -        -      3,494        1,048  4,542      4,542          -          -          -        -        -        -        -          -      19,190        7,852 Period 3b Collateral Costs 3b.3.1    Decon equipment                              1,055      -          -          -          -        -        -            158  1,213      1,213          -          -          -        -        -        -        -          -          -            -
3b.3.2    DOC staff relocation expenses                  -        -          -          -          -        -      1,523          229  1,752      1,752          -          -          -        -        -        -        -          -          -            -
3b.3.3    Pipe cutting equipment                          -      1,200        -          -          -        -        -            180  1,380      1,380          -          -          -        -        -        -        -          -          -            -
3b.3      Subtotal Period 3b Collateral Costs          1,055    1,200        -          -          -        -      1,523          567  4,345      4,345          -          -          -        -        -        -        -          -          -            -
Period 3b Period-Dependent Costs 3b.4.1    Decon supplies                                  37      -          -          -          -        -        -              9      46          46          -          -          -        -        -        -        -          -          -            -
3b.4.2    Insurance                                      -        -          -          -          -        -        296          30    326        326          -          -          -        -        -        -        -          -          -            -
3b.4.3    Property taxes                                  -        -          -          -          -        -        247          25    271        271          -          -          -        -        -        -        -          -          -            -
3b.4.4    Health physics supplies                        -        292        -          -          -        -        -            73    365        365          -          -          -        -        -        -        -          -          -            -
3b.4.5    Heavy equipment rental                          -        371        -          -          -        -        -            56    427        427          -          -          -        -        -        -        -          -          -            -
3b.4.6    Disposal of DAW generated                      -        -            6          2        -          17      -              5      31          31          -          -          -      304      -        -        -        6,360          9          -
3b.4.7    Plant energy budget                            -        -          -          -          -        -      1,707          256  1,963      1,963          -          -          -        -        -        -        -          -          -            -
3b.4.8    NRC Fees                                        -        -          -          -          -        -        165          16    181        181          -          -          -        -        -        -        -          -          -            -
3b.4.9    Corporate A&G Cost                              -        -          -          -          -        -        931          140  1,071      1,071          -          -          -        -        -        -        -          -          -            -
3b.4.10    Security Staff Cost                            -        -          -          -          -        -        952          143  1,095      1,095          -          -          -        -        -        -        -          -          -        32,055 3b.4.11    DOC Staff Cost                                  -        -          -          -          -        -      5,085          763  5,848      5,848          -          -          -        -        -        -        -          -          -        57,442 3b.4.12    Utility Staff Cost                              -        -          -          -          -        -      8,296        1,244  9,540      9,540          -          -          -        -        -        -        -          -          -        127,193 3b.4      Subtotal Period 3b Period-Dependent Costs        37      663          6          2        -          17  17,679        2,759  21,163      21,163          -          -          -      304      -        -        -        6,360          9      216,690 3b.0      TOTAL PERIOD 3b COST                          1,092    1,863          6          2        -          17  26,886        5,003  34,868      33,934          -          934        -      304      -        -        -        6,360    19,199      256,785 PERIOD 3 TOTALS                                          1,092    3,152          18          6        -          47  68,020      11,370  83,705      82,059          -        1,646        -      848      -        -        -        17,762    19,216      656,812 TLG Services, LLC
 
Beaver Valley Power Station                                                                                                                                                                                                                  Document E22-1783-001, Rev. 1 Decommissioning Cost Analysis                                                                                                                                                                                                                        Appendix D Page 8 of 25 Table D-1 Beaver Valley Unit 1 SAFSTOR Decommissioning Cost Estimate (Thousands of 2020 Dollars)
Costs run: Wed, Feb 17, 2021 at 10:27:09                                            Off-Site    LLRW                                    NRC      Spent Fuel    Site    Processed              Burial Volumes              Burial /              Utility and Activity        DECCER Version 2016.08.16d          Decon    Removal  Packaging  Transport  Processing  Disposal  Other    Total    Total  Lic. Term. Management  Restoration  Volume    Class A  Class B  Class C  GTCC    Processed    Craft    Contractor Index              Activity Description            Cost      Cost      Costs      Costs      Costs      Costs    Costs  Contingency  Costs    Costs        Costs      Costs      Cu. Feet  Cu. Feet  Cu. Feet  Cu. Feet Cu. Feet  Wt., Lbs. Manhours  Manhours PERIOD 4a - Large Component Removal Period 4a Direct Decommissioning Activities Nuclear Steam Supply System Removal 4a.1.1.1 Reactor Coolant Piping                            36      145          42          53        183        285    -            165    909        909          -          -          991    1,049      -        -        -      139,216    2,678          -
4a.1.1.2 Pressurizer Relief Tank                            7      26          9          12          41        64    -            34    192        192          -          -          221      234      -        -        -        31,020      486          -
4a.1.1.3 Reactor Coolant Pumps & Motors                    21      85          58        151          -          678    -            230  1,222      1,222          -          -          -      3,768      -        -        -      555,300    1,865            80 4a.1.1.4 Pressurizer                                      -        75        382        102          -          749    -            260  1,568      1,568          -          -          -      2,335      -        -        -      200,915    1,346          750 4a.1.1.5 Steam Generators                                  -      3,923      1,926      2,503        2,436      5,062    -          3,180  19,031      19,031          -          -        28,008  15,781        -        -        -    2,336,246    15,380        1,500 4a.1.1.6 Retired Steam Generator Units                    -        -          963      1,252        1,218      2,531    -          1,100  7,063      7,063          -          -        14,004    7,890      -        -        -    1,168,123    4,050          750 4a.1.1.7 CRDMs/ICIs/Service Structure Removal              38      286        223          67          60        396    -            231  1,302      1,302          -          -          588    2,581      -        -        -      123,378    4,638          -
4a.1.1.8 Reactor Vessel Internals                          78    5,026      8,599      1,107          -      10,390    319      11,478  36,997      36,997          -          -          -      2,282      376      617      -      284,477    25,607        1,183 4a.1.1.9 Vessel & Internals GTCC Disposal                  -        -          -          -          -        7,713    -          1,157  8,870      8,870          -          -          -        -        -        -      1,330    271,794        -            -
4a.1.1.10 Reactor Vessel                                  -      6,362      2,300      1,374          -        6,665    319        9,070  26,090      26,090          -          -          -    20,778        -        -        -    1,301,229    25,607        1,183 4a.1.1    Totals                                          180  15,928    14,503      6,622        3,938    34,534    637      26,904 103,245    103,245          -          -        43,812  56,697      376      617    1,330  6,411,698    81,657        5,445 Removal of Major Equipment 4a.1.2    Main Turbine/Generator                          -        390        168          43        509        -      -            197  1,307      1,307          -          -        3,065      -        -        -        -      183,905    5,623          -
4a.1.3    Main Condensers                                -      1,924        131          46        774        -      -            617  3,492      3,492          -          -        6,211      -        -        -        -      279,498    28,174          -
Cascading Costs from Clean Building Demolition 4a.1.4.1 Reactor                                          -        381        -          -          -          -      -            57    438        438          -          -          -        -        -        -        -          -      2,894          -
4a.1.4.2 Auxiliary                                        -        56        -          -          -          -      -              8      65          65          -          -          -        -        -        -        -          -        336          -
4a.1.4.3 Fuel                                              -        60        -          -          -          -      -              9      69          69          -          -          -        -        -        -        -          -        448          -
4a.1.4.4 Main Steam, Cable Vault, Safeguards              -        29        -          -          -          -      -              4      33          33          -          -          -        -        -        -        -          -        178          -
4a.1.4.5 Solid Waste & Coolant Recovery Storage            -        23        -          -          -          -      -              3      27          27          -          -          -        -        -        -        -          -        130          -
4a.1.4    Totals                                          -        550        -          -          -          -      -            83    633        633          -          -          -        -        -        -        -          -      3,985          -
Disposal of Plant Systems 4a.1.5.1 Area Ventilation Systems - Auxiliary Bld          -        220          5          15        247        -      -            95    581        581          -          -        2,195      -        -        -        -        89,124    2,919          -
4a.1.5.2 Area Ventilation Systems - Control Area          -        35        -          -          -          -      -              5      40        -            -          40        -        -        -        -        -          -        567          -
4a.1.5.3 Area Ventilation Systems - Cooling                -        261          6          18        310        -      -            115    711        711          -          -        2,759      -        -        -        -      112,043    3,480          -
4a.1.5.4 Auxiliary Boiler                                  -        308        -          -          -          -      -            46    355        -            -          355        -        -        -        -        -          -      4,869          -
4a.1.5.5 Auxiliary Steam and Condensate                    -        125        -          -          -          -      -            19    144        -            -          144        -        -        -        -        -          -      2,030          -
4a.1.5.6 Auxiliary Steam and Condensate - RCA              -        236          4          11        185        -      -            89    525        525          -          -        1,649      -        -        -        -        66,954    3,097          -
4a.1.5.7 Building Services Hot Water Heating              -        117        -          -          -          -      -            18    134        -            -          134        -        -        -        -        -          -      1,887          -
4a.1.5.8 Building Services Hot Water Htng - RCA            -        228          2          7        119        -      -            76    432        432          -          -        1,056      -        -        -        -        42,875    2,930          -
4a.1.5.9 Building and Yard Drains                          -        51        -          -          -          -      -              8      59        -            -          59        -        -        -        -        -          -        831          -
4a.1.5.10 Building and Yard Drains - RCA                  -        83          1          2          31        -      -            26    142        142          -          -          272      -        -        -        -        11,037    1,151          -
4a.1.5.11 Chilled Water                                    -        263        -          -          -          -      -            39    302        -            -          302        -        -        -        -        -          -      4,330          -
4a.1.5.12 Chilled Water - RCA                              -        651          11          33        551        -      -            251  1,496      1,496          -          -        4,898      -        -        -        -      198,897    8,504          -
4a.1.5.13 Compressed Air                                  -        226          3          10        175        -      -            85    499        499          -          -        1,559      -        -        -        -        63,303    2,953          -
4a.1.5.14 Condensate                                      -        518        -          -          -          -      -            78    595        -            -          595        -        -        -        -        -          -      8,371          -
4a.1.5.15 Containment Vacuum & Leakage Monitoring          -        81          1          2          37        -      -            26    148        148          -          -          331      -        -        -        -        13,449    1,134          -
4a.1.5.16 Domestic Water                                  -        53        -          -          -          -      -              8      60        -            -          60        -        -        -        -        -          -        880          -
4a.1.5.17 Domestic Water - RCA                            -        50          0          1          25        -      -            16      93          93          -          -          221      -        -        -        -        8,958      632          -
4a.1.5.18 Electrical - Contaminated                        -        391          4          14        235        -      -            136    780        780          -          -        2,088      -        -        -        -        84,792    5,262          -
4a.1.5.19 Extraction Steam                                -        302        -          -          -          -      -            45    347        -            -          347        -        -        -        -        -          -      4,999          -
4a.1.5.20 Heater Drains                                    -        399        -          -          -          -      -            60    458        -            -          458        -        -        -        -        -          -      6,560          -
4a.1.5.21 Incore Instrumentation                          -        18          2          1          3        11    -              8      42          42          -          -            22        43      -        -        -        3,698      229          -
4a.1.5.22 Loose Parts Monitoring                          -          0        -          -          -          -      -              0      0        -            -            0        -        -        -        -        -          -            3          -
4a.1.5.23 Main Generator and Main Transformer              -        94        -          -          -          -      -            14    108        -            -          108        -        -        -        -        -          -      1,510          -
4a.1.5.24 Main Steam                                      -        189        -          -          -          -      -            28    218        -            -          218        -        -        -        -        -          -      3,013          -
4a.1.5.25 Main Steam - RCA                                -        414          12          37        624        -      -            204  1,292      1,292          -          -        5,551      -        -        -        -      225,448    5,596          -
4a.1.5.26 Main Turbine and Condenser                      -        480        -          -          -          -      -            72    552        -            -          552        -        -        -        -        -          -      7,841          -
4a.1.5.27 Main Turbine and Condenser - RCA                -        21          0          0          4        -      -              6      31          31          -          -            40      -        -        -        -        1,620      289          -
4a.1.5.28 Miscellaneous                                    -        32        -          -          -          -      -              5      36        -            -          36        -        -        -        -        -          -        495          -
4a.1.5.29 Plant Process Control                            -          1        -          -          -          -      -              0      2        -            -            2        -        -        -        -        -          -          23          -
4a.1.5.30 Post Accident Sampling - RCA                    -        245          1          5          77        -      -            74    402        402          -          -          680      -        -        -        -        27,634    3,361          -
4a.1.5.31 Post DBA Hydrogen Control                        -          3        -          -          -          -      -              0      3        -            -            3        -        -        -        -        -          -          47          -
4a.1.5.32 Post DBA Hydrogen Control - RCA                  -        63          1          3          49        -      -            24    140        140          -          -          438      -        -        -        -        17,780      837          -
4a.1.5.33 Primary Access Facility                          -          4        -          -          -          -      -              1      5        -            -            5        -        -        -        -        -          -          79          -
TLG Services, LLC
 
Beaver Valley Power Station                                                                                                                                                                                                                        Document E22-1783-001, Rev. 1 Decommissioning Cost Analysis                                                                                                                                                                                                                              Appendix D Page 9 of 25 Table D-1 Beaver Valley Unit 1 SAFSTOR Decommissioning Cost Estimate (Thousands of 2020 Dollars)
Costs run: Wed, Feb 17, 2021 at 10:27:09                                                Off-Site    LLRW                                      NRC      Spent Fuel    Site      Processed              Burial Volumes              Burial /              Utility and Activity        DECCER Version 2016.08.16d              Decon    Removal  Packaging  Transport  Processing  Disposal  Other      Total    Total  Lic. Term. Management  Restoration    Volume    Class A  Class B  Class C  GTCC    Processed    Craft    Contractor Index              Activity Description                Cost      Cost      Costs      Costs      Costs      Costs    Costs  Contingency  Costs    Costs        Costs      Costs      Cu. Feet  Cu. Feet  Cu. Feet  Cu. Feet Cu. Feet  Wt., Lbs. Manhours  Manhours Disposal of Plant Systems (continued) 4a.1.5.34 Reactor Control & Protection                        -          1        -          -          -          -        -              0      1        -            -            1        -        -        -        -        -          -          13          -
4a.1.5.35 Reactor Coolant                                      -        283          23          31        119        215      -            149    820        820          -          -        1,056      861      -        -        -        98,021      3,981          -
4a.1.5.36 Reactor Excore Instrumentation                      -          0        -          -          -          -        -              0      0        -            -            0        -        -        -        -        -          -            3          -
4a.1.5.37 Reactor Plant Sample                                -        166          2          5          84        -        -            55    312        312          -          -          749      -        -        -        -        30,428      2,158          -
4a.1.5.38 Safety Injection - RCA                              -        897          29          89      1,504        -        -            466  2,986      2,986          -          -        13,370      -        -        -        -      542,951    12,320          -
4a.1.5.39 Service Water                                        -        515        -          -          -          -        -            77    592        -            -          592        -        -        -        -        -          -        8,435          -
4a.1.5.40 Service Water - RCA                                  -        905          45        136        2,300        -        -            596  3,983      3,983          -          -        20,450      -        -        -        -      830,486    12,872          -
4a.1.5.41 Simulator Building                                  -          0        -          -          -          -        -              0      0        -            -            0        -        -        -        -        -          -            3          -
4a.1.5.42 Station Service - 4KV                                -        184        -          -          -          -        -            28    212        -            -          212        -        -        -        -        -          -        2,881          -
4a.1.5.43 Steam Generator Blowdown                            -      1,258          32        100        1,684        -        -            585  3,659      3,659          -          -        14,970      -        -        -        -      607,940    17,704          -
4a.1.5.44 Steam Generator Feedwater                            -        368        -          -          -          -        -            55    423        -            -          423        -        -        -        -        -          -        5,950          -
4a.1.5.45 Steam Generator Feedwater - RCA                      -        324          12          35        591        -        -            176  1,137      1,137          -          -        5,252      -        -        -        -      213,288      4,416          -
4a.1.5.46 Supplementary Leak Collection & Release              -        96          2          5          83        -        -            37    223        223          -          -          742      -        -        -        -        30,127      1,376          -
4a.1.5.47 Turbine Plant Comp Cooling Water - RCA              -        28          0          1          14        -        -              9      53          53          -          -          128      -        -        -        -        5,214        367          -
4a.1.5.48 Turbine Plant Component Cooling Water                -        917          47        142        2,397        -        -            615  4,117      4,117          -          -        21,305      -        -        -        -      865,193    12,778          -
4a.1.5.49 Turbine Plant Sample                                -        48        -          -          -          -        -              7      55        -            -            55        -        -        -        -        -          -          767          -
4a.1.5    Totals                                              -    12,153        245        703      11,449        226      -          4,533  29,309      24,605          -        4,704    101,780        904      -        -        -    4,191,262    176,733          -
4a.1.6    Scaffolding in support of decommissioning          -      1,250          17          7          90        16      -            333  1,712      1,712          -          -          720        63      -        -        -        36,426    21,266          -
4a.1      Subtotal Period 4a Activity Costs                  180  32,195    15,063      7,420      16,760    34,776      637      32,667 139,698    134,994          -        4,704    155,588    57,664      376      617    1,330  11,102,790    317,437        5,445 Period 4a Collateral Costs 4a.3.1    Process decommissioning water waste                  9      -            16          34        -          60      -            26    145        145          -          -          -        141      -        -        -        8,436        27          -
4a.3.3    Small tool allowance                                -        365        -          -          -          -        -            55    420        378          -            42        -        -        -        -        -          -          -            -
4a.3.4    On-site survey and release of 21.61 tons clea      -        -          -          -          -          -        37            4      41          41          -          -          -        -        -        -        -          -          -            -
4a.3      Subtotal Period 4a Collateral Costs                  9      365          16          34        -          60      37          85    606        564          -            42        -        141      -        -        -        8,436        27          -
Period 4a Period-Dependent Costs 4a.4.1    Decon supplies                                      103      -          -          -          -          -        -            26    129        129          -          -          -        -        -        -        -          -          -            -
4a.4.2    Insurance                                          -        -          -          -          -          -        829          83    912        912          -          -          -        -        -        -        -          -          -            -
4a.4.3    Property taxes                                      -        -          -          -          -          -        690          69    759        759          -          -          -        -        -        -        -          -          -            -
4a.4.4    Health physics supplies                            -      2,639        -          -          -          -        -            660  3,298      3,298          -          -          -        -        -        -        -          -          -            -
4a.4.5    Heavy equipment rental                              -      3,455        -          -          -          -        -            518  3,974      3,974          -          -          -        -        -        -        -          -          -            -
4a.4.6    Disposal of DAW generated                          -        -          109          38        -          287      -            88    522        522          -          -          -      5,178      -        -        -      108,471        160          -
4a.4.7    Plant energy budget                                -        -          -          -          -          -      4,541          681  5,223      5,223          -          -          -        -        -        -        -          -          -            -
4a.4.8    NRC Fees                                            -        -          -          -          -          -        668          67    735        735          -          -          -        -        -        -        -          -          -            -
4a.4.9    Liquid Radwaste Processing Equipment/Serv          -        -          -          -          -          -        587          88    675        675          -          -          -        -        -        -        -          -          -            -
4a.4.10    Corporate A&G Cost                                  -        -          -          -          -          -      2,607          391  2,998      2,998          -          -          -        -        -        -        -          -          -            -
4a.4.11    Remedial Actions Surveys                            -        -          -          -          -          -      2,233          335  2,568      2,568          -          -          -        -        -        -        -          -          -            -
4a.4.12    Security Staff Cost                                -        -          -          -          -          -      2,431          365  2,796      2,796          -          -          -        -        -        -        -          -          -        82,394 4a.4.13    DOC Staff Cost                                      -        -          -          -          -          -    17,095        2,564  19,659      19,659          -          -          -        -        -        -        -          -          -        197,458 4a.4.14    Utility Staff Cost                                  -        -          -          -          -          -    23,055        3,458  26,514      26,514          -          -          -        -        -        -        -          -          -        354,347 4a.4      Subtotal Period 4a Period-Dependent Costs          103    6,094        109          38        -          287  54,737        9,393  70,761      70,761          -          -          -      5,178      -        -        -      108,471        160      634,198 4a.0      TOTAL PERIOD 4a COST                                292  38,654    15,188      7,492      16,760    35,123  55,411      42,145 211,065    206,319          -        4,746    155,588    62,982      376      617    1,330  11,219,700    317,624      639,643 PERIOD 4b - Site Decontamination Period 4b Direct Decommissioning Activities 4b.1.1    Remove spent fuel racks                            619      69        187        121          -        1,064      -            630  2,691      2,691          -          -          -      4,296      -        -        -      272,896      1,183          -
Disposal of Plant Systems 4b.1.2.1 Area Ventilation Systems - Containment                -        482          13          41        693        -        -            232  1,461      1,461          -          -        6,165      -        -        -        -      250,356      6,295          -
4b.1.2.2 Area Ventilation Systems - Miscellaneous              -        221        -          -          -          -        -            33    254        -            -          254        -        -        -        -        -          -        3,773          -
4b.1.2.3 Boron Recovery & Primary Grade Water                  -        309          3          10        171        -        -            105    598        598          -          -        1,520      -        -        -        -        61,718      4,298          -
4b.1.2.4 Chemical & Volume Control                            -        878          44          57        339        322      -            364  2,004      2,004          -          -        3,013    1,279      -        -        -      205,039    12,193          -
4b.1.2.5 Circulating Water                                    -        585        -          -          -          -        -            88    673        -            -          673        -        -        -        -        -          -        9,646          -
4b.1.2.6 Compressed Air - RCA                                  -        416          5          15        247        -        -            144    826        826          -          -        2,199      -        -        -        -        89,320      5,415          -
4b.1.2.7 Containment                                          -        20          1          2          39        -        -            11      73          73          -          -          348      -        -        -        -        14,124        263          -
4b.1.2.8 Containment Depressurization                          -        157        -          -          -          -        -            24    181        -            -          181        -        -        -        -        -          -        2,334          -
4b.1.2.9 Containment Depressurization - RCA                    -        765          50        152        2,569        -        -            604  4,141      4,141          -          -        22,839      -        -        -        -      927,485    10,470          -
TLG Services, LLC
 
Beaver Valley Power Station                                                                                                                                                                                                                        Document E22-1783-001, Rev. 1 Decommissioning Cost Analysis                                                                                                                                                                                                                            Appendix D Page 10 of 25 Table D-1 Beaver Valley Unit 1 SAFSTOR Decommissioning Cost Estimate (Thousands of 2020 Dollars)
Costs run: Wed, Feb 17, 2021 at 10:27:09                                                Off-Site    LLRW                                      NRC      Spent Fuel    Site      Processed              Burial Volumes              Burial /              Utility and Activity        DECCER Version 2016.08.16d              Decon    Removal  Packaging  Transport  Processing  Disposal  Other      Total    Total  Lic. Term. Management  Restoration    Volume    Class A  Class B  Class C  GTCC    Processed    Craft    Contractor Index              Activity Description                Cost      Cost      Costs      Costs      Costs      Costs    Costs  Contingency  Costs    Costs        Costs      Costs      Cu. Feet  Cu. Feet  Cu. Feet  Cu. Feet Cu. Feet  Wt., Lbs. Manhours  Manhours Disposal of Plant Systems (continued) 4b.1.2.10 Electrical - Clean                                  -      2,921        -          -          -          -        -            438  3,359        -            -        3,359        -        -        -        -        -          -      45,312          -
4b.1.2.11 Electrical - RCA                                    -      2,702          41        124        2,103        -        -          1,014  5,985      5,985          -          -        18,693      -        -        -        -      759,119    34,920          -
4b.1.2.12 Fire Protection                                      -          4        -          -          -          -        -              1      5        -            -            5        -        -        -        -        -          -          75          -
4b.1.2.13 Fuel Pool Area Ventilation Syst Aux Bldg            -        100          3          8        138        -        -            47    297        297          -          -        1,229      -        -        -        -        49,893      1,337          -
4b.1.2.14 Fuel Pool Compressed Air RCA                        -        109          1          4          70        -        -            38    223        223          -          -          623      -        -        -        -        25,284      1,428          -
4b.1.2.15 Fuel Pool Cooling & Purification                    -        499          28          43        271        234      -            233  1,308      1,308          -          -        2,409      938      -        -        -      157,870      7,027          -
4b.1.2.16 Fuel Pool Electrical - RCA                          -        674          10          31        523        -        -            253  1,491      1,491          -          -        4,650      -        -        -        -      188,843      8,704          -
4b.1.2.17 Fuel Pool Electrical-Contam                          -        31        -          -          -          -        -              5      36        -            -            36        -        -        -        -        -          -          488          -
4b.1.2.18 Fuel Pool Fire Protection                            -          1        -          -          -          -        -              0      1        -            -            1        -        -        -        -        -          -          18          -
4b.1.2.19 Fuel Transfer System & Tools                        -        81          3          6          49        26      -            35    201        201          -          -          439      105      -        -        -        24,478      1,201          -
4b.1.2.20 Gaseous Waste Disposal                              -        610          7          23        386        -        -            215  1,241      1,241          -          -        3,432      -        -        -        -      139,394      8,550          -
4b.1.2.21 Liquid Waste Disposal                                -        112          6          9          58        46      -            50    281        281          -          -          515      183      -        -        -        32,728      1,580          -
4b.1.2.22 Prim Comp & Ntrn Shld Tnk Clng Wtr - RCA            -      1,666          73        219        3,701        -        -          1,012  6,670      6,670          -          -        32,904      -        -        -        -    1,336,230    22,887          -
4b.1.2.23 Radiation Monitoring                                -        168          2          5          91        -        -            57    323        323          -          -          812      -        -        -        -        32,959      2,129          -
4b.1.2.24 Reactor Plant Vents & Drains                        -        558          18          21        127        119      -            193  1,037      1,037          -          -        1,129      471      -        -        -        76,486      7,790          -
4b.1.2.25 Residual Heat Removal                                -        446          46          85        781        345      -            332  2,036      2,036          -          -        6,946    1,385      -        -        -      370,559      6,431          -
4b.1.2.26 Sewage Treatment                                    -        24        -          -          -          -        -              4      27        -            -            27        -        -        -        -        -          -          390          -
4b.1.2.27 Solid Waste Disposal                                -        254          13          17        128        83      -            107    603        603          -          -        1,142      325      -        -        -        67,533      3,490          -
4b.1.2    Totals                                              -    14,794        368        872      12,487      1,176      -          5,639  35,335      30,799          -        4,536    111,005      4,686      -        -        -    4,809,417    208,441          -
4b.1.3    Scaffolding in support of decommissioning          -      1,875          25          11        135        24      -            499  2,568      2,568          -          -        1,080        95      -        -        -        54,639    31,899          -
Decontamination of Site Buildings 4b.1.4.1 Reactor                                            1,170    1,589        572      3,969          465      6,536      -          3,338  17,638      17,638          -          -        4,136  228,987        -        -        -    9,077,921    36,650          -
4b.1.4.2 Auxiliary                                            375      128          8          47          80        77      -            259    975        975          -          -          713    2,511      -        -        -      126,617      7,137          -
4b.1.4.3 Fuel                                                  565      633          8          22        215        33      -            485  1,960      1,960          -          -        1,915      571      -        -        -      101,753    16,597          -
4b.1.4.4 Main Steam, Cable Vault, Safeguards                    93      24          2          10          14        16      -            60    219        219          -          -          125      537      -        -        -        25,993      1,662          -
4b.1.4.5 Service, Wrhse & Control Area                        139      25          2          15        -          25      -            85    291        291          -          -          -        882      -        -        -        34,123      2,357          -
4b.1.4.6 Solid Waste & Coolant Recovery Storage                113      61          4          13          93        21      -            93    398        398          -          -          830      485      -        -        -        53,236      2,391          -
4b.1.4.7 Turbine                                              457      42          2          11          46        17      -            252    828        828          -          -          412      483      -        -        -        35,821      7,305          -
4b.1.4    Totals                                            2,912    2,502        597      4,087          915      6,724      -          4,573  22,310      22,310          -          -        8,130  234,457        -        -        -    9,455,465    74,099          -
4b.1.5    Prepare/submit License Termination Plan            -        -          -          -          -          -        532          80    612        612          -          -          -        -        -        -        -          -          -          4,096 4b.1.6    Receive NRC approval of termination plan                                                                                                    a 4b.1      Subtotal Period 4b Activity Costs                3,531  19,240      1,177      5,091      13,536      8,988      532      11,420  63,515      58,980          -        4,536    120,215  243,533        -        -        -    14,592,420    315,622        4,096 Period 4b Additional Costs 4b.2.1    License Termination Survey Planning                -        -          -          -          -          -        992          297  1,289      1,289          -          -          -        -        -        -        -          -          -          6,240 4b.2.2    Operational Tools and Equipment                    -        -            12          33        407        -        -            67    519        519          -          -        5,880      -        -        -        -      147,000        16          -
4b.2.3    Soil Remediation                                    -        130          6      1,169          -        1,430      -            566  3,301      3,301          -          -          -    22,289        -        -        -    1,276,734      1,465          -
4b.2.4    Underground Services Excavation                    -      1,355        -          -          -          -        250          376  1,981      1,981          -          -          -        -        -        -        -          -        7,150          -
4b.2.5    Retired Reactor Closure Head                        -        -          338        821          -          590      -            305  2,055      2,055          -          -          -      3,281      -        -        -      181,729        931        2,000 4b.2.6    License Termination ISFSI                          -        126        129        885          -        1,372    1,968        1,120  5,601      5,601          -          -          -    12,920        -        -        -    1,547,466      7,203        6,060 4b.2      Subtotal Period 4b Additional Costs                -      1,611        486      2,908          407      3,393    3,209        2,732  14,746      14,746          -          -        5,880  38,490        -        -        -    3,152,929    16,765      14,300 Period 4b Collateral Costs 4b.3.1    Process decommissioning water waste                  15      -            27          58        -          102      -            44    246        246          -          -          -        239      -        -        -        14,321        47          -
4b.3.3    Small tool allowance                                -        370        -          -          -          -        -            55    425        425          -          -          -        -        -        -        -          -          -            -
4b.3.4    Decommissioning Equipment Disposition              -        -          138          66        748        131      -            169  1,252      1,252          -          -        6,000      529      -        -        -      303,608        147          -
4b.3.5    On-site survey and release of 11.25 tons clea      -        -          -          -          -          -        19            2      21          21          -          -          -        -        -        -        -          -          -            -
4b.3      Subtotal Period 4b Collateral Costs                  15      370        165        125          748        233      19          270  1,945      1,945          -          -        6,000      768      -        -        -      317,929        193          -
TLG Services, LLC
 
Beaver Valley Power Station                                                                                                                                                                                                                  Document E22-1783-001, Rev. 1 Decommissioning Cost Analysis                                                                                                                                                                                                                      Appendix D Page 11 of 25 Table D-1 Beaver Valley Unit 1 SAFSTOR Decommissioning Cost Estimate (Thousands of 2020 Dollars)
Costs run: Wed, Feb 17, 2021 at 10:27:09                                              Off-Site    LLRW                                      NRC      Spent Fuel    Site      Processed            Burial Volumes              Burial /              Utility and Activity        DECCER Version 2016.08.16d          Decon    Removal  Packaging  Transport  Processing  Disposal  Other      Total    Total  Lic. Term. Management  Restoration    Volume    Class A  Class B  Class C  GTCC    Processed    Craft    Contractor Index              Activity Description            Cost      Cost      Costs      Costs      Costs      Costs    Costs  Contingency  Costs    Costs        Costs      Costs      Cu. Feet  Cu. Feet  Cu. Feet  Cu. Feet Cu. Feet  Wt., Lbs. Manhours  Manhours Period 4b Period-Dependent Costs 4b.4.1    Decon supplies                                1,229      -          -          -          -          -        -            307  1,536      1,536          -          -          -        -        -        -        -          -          -            -
4b.4.2    Insurance                                      -        -          -          -          -          -      1,168          117  1,284      1,284          -          -          -        -        -        -        -          -          -            -
4b.4.3    Property taxes                                  -        -          -          -          -          -        971          97  1,068      1,068          -          -          -        -        -        -        -          -          -            -
4b.4.4    Health physics supplies                        -      2,929        -          -          -          -        -            732  3,661      3,661          -          -          -        -        -        -        -          -          -            -
4b.4.5    Heavy equipment rental                          -      4,999        -          -          -          -        -            750  5,749      5,749          -          -          -        -        -        -        -          -          -            -
4b.4.6    Disposal of DAW generated                      -        -          102          35        -          269      -            83    489        489          -          -          -      4,856      -        -        -      101,738        150          -
4b.4.7    Plant energy budget                            -        -          -          -          -          -      5,051          758  5,808      5,808          -          -          -        -        -        -        -          -          -            -
4b.4.8    NRC Fees                                        -        -          -          -          -          -        941          94  1,036      1,036          -          -          -        -        -        -        -          -          -            -
4b.4.9    Liquid Radwaste Processing Equipment/Serv      -        -          -          -          -          -        826          124    950        950          -          -          -        -        -        -        -          -          -            -
4b.4.10    Corporate A&G Cost                              -        -          -          -          -          -      3,667          550  4,217      4,217          -          -          -        -        -        -        -          -          -            -
4b.4.11    Remedial Actions Surveys                        -        -          -          -          -          -      3,146          472  3,618      3,618          -          -          -        -        -        -        -          -          -            -
4b.4.12    Security Staff Cost                            -        -          -          -          -          -      1,106          166  1,272      1,272          -          -          -        -        -        -        -          -          -        43,495 4b.4.13    DOC Staff Cost                                  -        -          -          -          -          -    15,664        2,350  18,013      18,013          -          -          -        -        -        -        -          -          -        190,163 4b.4.14    Utility Staff Cost                              -        -          -          -          -          -    21,468        3,220  24,689      24,689          -          -          -        -        -        -        -          -          -        339,866 4b.4      Subtotal Period 4b Period-Dependent Costs    1,229    7,928        102          35        -          269  54,008        9,819  73,391      73,391          -          -          -      4,856      -        -        -      101,738        150      573,524 4b.0      TOTAL PERIOD 4b COST                          4,774  29,149      1,930      8,159      14,691    12,882  57,769      24,241 153,597    149,062          -        4,536    132,095  287,647        -        -        -    18,165,010    332,730      591,921 PERIOD 4e - Delay before License Termination Period 4e Direct Decommissioning Activities Period 4e Period-Dependent Costs 4e.4.1    Insurance                                      -        -          -          -          -          -        -            -      -          -            -          -          -        -        -        -        -          -          -            -
4e.4.2    Property taxes                                  -        -          -          -          -          -        834          83    918        918          -          -          -        -        -        -        -          -          -            -
4e.4.3    Health physics supplies                        -        185        -          -          -          -        -            46    231        231          -          -          -        -        -        -        -          -          -            -
4e.4.4    Disposal of DAW generated                      -        -            4          1        -          10      -              3      18          18          -          -          -        176      -        -        -        3,687          5          -
4e.4.6    NRC Fees                                        -        -          -          -          -          -        342          34    377        377          -          -          -        -        -        -        -          -          -            -
4e.4.7    Corporate A&G Cost                              -        -          -          -          -          -      1,903          285  2,189      2,189          -          -          -        -        -        -        -          -          -            -
4e.4.8    Utility Staff Cost                              -        -          -          -          -          -      1,545          232  1,776      1,776          -          -          -        -        -        -        -          -          -        24,293 4e.4      Subtotal Period 4e Period-Dependent Costs      -        185          4          1        -          10    4,625          684  5,508      5,508          -          -          -        176      -        -        -        3,687          5      24,293 4e.0      TOTAL PERIOD 4e COST                            -        185          4          1        -          10    4,625          684  5,508      5,508          -          -          -        176      -        -        -        3,687          5      24,293 PERIOD 4f - License Termination Period 4f Direct Decommissioning Activities 4f.1.1    ORISE confirmatory survey                      -        -          -          -          -          -        181          54    235        235          -          -          -        -        -        -        -          -          -            -
4f.1.2    Terminate license                                                                                                                      a 4f.1      Subtotal Period 4f Activity Costs              -        -          -          -          -          -        181          54    235        235          -          -          -        -        -        -        -          -          -            -
Period 4f Additional Costs 4f.2.1    License Termination Survey                      -        -          -          -          -          -      9,565        2,870  12,435      12,435          -          -          -        -        -        -        -          -      129,988        3,120 4f.2      Subtotal Period 4f Additional Costs            -        -          -          -          -          -      9,565        2,870  12,435      12,435          -          -          -        -        -        -        -          -      129,988        3,120 Period 4f Collateral Costs 4f.3.1    DOC staff relocation expenses                  -        -          -          -          -          -      1,523          229  1,752      1,752          -          -          -        -        -        -        -          -          -            -
4f.3      Subtotal Period 4f Collateral Costs            -        -          -          -          -          -      1,523          229  1,752      1,752          -          -          -        -        -        -        -          -          -            -
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Beaver Valley Power Station                                                                                                                                                                                                                  Document E22-1783-001, Rev. 1 Decommissioning Cost Analysis                                                                                                                                                                                                                      Appendix D Page 12 of 25 Table D-1 Beaver Valley Unit 1 SAFSTOR Decommissioning Cost Estimate (Thousands of 2020 Dollars)
Costs run: Wed, Feb 17, 2021 at 10:27:09                                              Off-Site    LLRW                                      NRC      Spent Fuel    Site      Processed            Burial Volumes              Burial /              Utility and Activity        DECCER Version 2016.08.16d          Decon    Removal  Packaging  Transport  Processing  Disposal  Other      Total    Total  Lic. Term. Management  Restoration    Volume    Class A  Class B  Class C  GTCC    Processed    Craft    Contractor Index                Activity Description          Cost      Cost      Costs      Costs      Costs      Costs    Costs  Contingency  Costs    Costs        Costs      Costs      Cu. Feet  Cu. Feet Cu. Feet  Cu. Feet Cu. Feet  Wt., Lbs. Manhours  Manhours Period 4f Period-Dependent Costs 4f.4.2    Property taxes                                  -        -          -          -          -          -        359          36    395        395          -          -          -        -        -        -        -          -          -            -
4f.4.3    Health physics supplies                        -        814        -          -          -          -        -            203  1,017      1,017          -          -          -        -        -        -        -          -          -            -
4f.4.4    Disposal of DAW generated                      -        -            7          3        -          20      -              6      36          36          -          -          -        356      -        -        -        7,451        11          -
4f.4.5    Plant energy budget                            -        -          -          -          -          -        524          79    602        602          -          -          -        -        -        -        -          -          -            -
4f.4.6    NRC Fees                                        -        -          -          -          -          -        427          43    470        470          -          -          -        -        -        -        -          -          -            -
4f.4.7    Corporate A&G Cost                              -        -          -          -          -          -        714          107    821        821          -          -          -        -        -        -        -          -          -            -
4f.4.8    Security Staff Cost                            -        -          -          -          -          -        466          70    536        536          -          -          -        -        -        -        -          -          -        11,796 4f.4.9    DOC Staff Cost                                  -        -          -          -          -          -      3,991          599  4,590      4,590          -          -          -        -        -        -        -          -          -        46,791 4f.4.10    Utility Staff Cost                              -        -          -          -          -          -      4,049          607  4,657      4,657          -          -          -        -        -        -        -          -          -        57,015 4f.4      Subtotal Period 4f Period-Dependent Costs      -        814          7          3        -          20  10,530        1,750  13,123      13,123          -          -          -        356      -        -        -        7,451        11      115,602 4f.0      TOTAL PERIOD 4f COST                            -        814          7          3        -          20  21,800        4,902  27,545      27,545          -          -          -        356      -        -        -        7,451    129,999      118,722 PERIOD 4 TOTALS                                          5,066  68,802    17,129      15,655      31,452    48,034  139,605      71,972 397,715    388,434          -        9,281    287,683  351,161      376      617    1,330  29,395,850    780,359    1,374,579 PERIOD 5b - Site Restoration Period 5b Direct Decommissioning Activities Demolition of Remaining Site Buildings 5b.1.1.1 Reactor                                          -      2,402        -          -          -          -        -            360  2,762        -            -        2,762        -        -        -        -        -          -      19,290          -
5b.1.1.2 Auxiliary                                        -        542        -          -          -          -        -            81    623        -            -          623        -        -        -        -        -          -        3,620          -
5b.1.1.3 Circulating Water Piping                          -        60        -          -          -          -        -              9      69        -            -            69        -        -        -        -        -          -          680          -
5b.1.1.5 Cooling Tower Pump House                          -        128        -          -          -          -        -            19    148        -            -          148        -        -        -        -        -          -        1,413          -
5b.1.1.6 Diesel Generator                                  -        65        -          -          -          -        -            10      74        -            -            74        -        -        -        -        -          -          338          -
5b.1.1.7 Fuel                                              -        574        -          -          -          -        -            86    660        -            -          660        -        -        -        -        -          -        4,485          -
5b.1.1.8 Main Steam, Cable Vault, Safeguards              -        267        -          -          -          -        -            40    308        -            -          308        -        -        -        -        -          -        1,663          -
5b.1.1.9 Service, Wrhse & Control Area                    -        769        -          -          -          -        -            115    884        -            -          884        -        -        -        -        -          -        6,218          -
5b.1.1.10 Solid Waste & Coolant Recovery Storage          -        209        -          -          -          -        -            31    241        -            -          241        -        -        -        -        -          -        1,166          -
5b.1.1.11 Turbine                                          -      1,633        -          -          -          -        -            245  1,878        -            -        1,878        -        -        -        -        -          -      18,918          -
5b.1.1.12 Turbine Pedestal                                -        325        -          -          -          -        -            49    374        -            -          374        -        -        -        -        -          -        1,616          -
5b.1.1.13 Warehouse                                        -        160        -          -          -          -        -            24    184        -            -          184        -        -        -        -        -          -        1,928          -
5b.1.1.14 Yard Tanks & Foundations                        -        87        -          -          -          -        -            13    100        -            -          100        -        -        -        -        -          -          427          -
5b.1.1    Totals                                          -      7,222        -          -          -          -        -          1,083  8,305        -            -        8,305        -        -        -        -        -          -      61,763          -
Site Closeout Activities 5b.1.2    Grade & landscape site                          -        284        -          -          -          -        -            43    326        -            -          326        -        -        -        -        -          -          698          -
5b.1.3    Final report to NRC                            -        -          -          -          -          -        203          30    233        233          -          -          -        -        -        -        -          -          -          1,560 5b.1      Subtotal Period 5b Activity Costs              -      7,505        -          -          -          -        203        1,156  8,864        233          -        8,631        -        -        -        -        -          -      62,461        1,560 5b.2.1    Site Restoration ISFSI                          -      1,688        -          -          -          -        274          294  2,256        -            -        2,256        -        -        -        -        -          -      16,280          160 5b.2.2    Concrete Crushing                              -        747        -          -          -          -          5          113    865        -            -          865        -        -        -        -        -          -        2,989          -
5b.2.3    Demolish Cooling Tower                          -      6,700        -          -          -          -        313        1,052  8,064        -            -        8,064        -        -        -        -        -          -      74,585          -
5b.2.4    Construction Debris                            -        -          -          -          -          -        30            5      35        -            -            35        -        -        -        -        -          -          -            -
5b.2      Subtotal Period 5b Additional Costs            -      9,135        -          -          -          -        622        1,464  11,221        -            -        11,221        -        -        -        -        -          -      93,853          160 Period 5b Collateral Costs 5b.3.1    Small tool allowance                            -        121        -          -          -          -        -            18    140        -            -          140        -        -        -        -        -          -          -            -
5b.3      Subtotal Period 5b Collateral Costs            -        121        -          -          -          -        -            18    140        -            -          140        -        -        -        -        -          -          -            -
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Beaver Valley Power Station                                                                                                                                                                                                                                    Document E22-1783-001, Rev. 1 Decommissioning Cost Analysis                                                                                                                                                                                                                                        Appendix D Page 13 of 25 Table D-1 Beaver Valley Unit 1 SAFSTOR Decommissioning Cost Estimate (Thousands of 2020 Dollars)
Costs run: Wed, Feb 17, 2021 at 10:27:09                                                        Off-Site    LLRW                                          NRC      Spent Fuel      Site      Processed            Burial Volumes              Burial /              Utility and Activity        DECCER Version 2016.08.16d                  Decon      Removal  Packaging  Transport    Processing  Disposal    Other      Total        Total  Lic. Term. Management    Restoration    Volume    Class A  Class B  Class C  GTCC    Processed    Craft    Contractor Index                Activity Description                    Cost      Cost      Costs      Costs        Costs      Costs      Costs  Contingency    Costs    Costs        Costs        Costs      Cu. Feet  Cu. Feet Cu. Feet  Cu. Feet Cu. Feet  Wt., Lbs. Manhours  Manhours Period 5b Period-Dependent Costs 5b.4.2      Property taxes                                          -          -          -          -            -          -          456            46      501        -            -            501        -        -        -        -        -          -          -            -
5b.4.3      Heavy equipment rental                                  -        6,535        -          -            -          -          -            980    7,515        -            -          7,515        -        -        -        -        -          -          -            -
5b.4.4      Plant energy budget                                      -          -          -          -            -          -          672          101      772        -            -            772        -        -        -        -        -          -          -            -
5b.4.5      Corporate A&G Cost                                      -          -          -          -            -          -        2,759          414    3,173        -            -          3,173        -        -        -        -        -          -          -            -
5b.4.6      Security Staff Cost                                      -          -          -          -            -          -        1,133          170    1,303        -            -          1,303        -        -        -        -        -          -          -        26,729 5b.4.7      DOC Staff Cost                                          -          -          -          -            -          -        9,643        1,446    11,089        -            -          11,089        -        -        -        -        -          -          -        106,918 5b.4.8      Utility Staff Cost                                      -          -          -          -            -          -        3,623          543    4,166        -            -          4,166        -        -        -        -        -          -          -        52,450 5b.4        Subtotal Period 5b Period-Dependent Costs                -        6,535        -          -            -          -      18,286        3,700    28,520        -            -          28,520        -        -        -        -        -          -          -        186,097 5b.0        TOTAL PERIOD 5b COST                                    -      23,296        -          -            -          -      19,111        6,338    48,745        233          -          48,512        -        -        -        -        -          -      156,314      187,817 PERIOD 5 TOTALS                                                      -      23,296        -          -            -          -      19,111        6,338    48,745        233          -          48,512        -        -        -        -        -          -      156,314      187,817 TOTAL COST TO DECOMMISSION                                        12,120    104,894    17,990      16,695      31,952    50,251    720,409      165,431 1,119,741    776,589      283,713        59,439    333,693  364,483      376      617    1,330  32,487,270  1,017,633    5,361,689 TOTAL COST TO DECOMMISSION WITH 17.34% CONTINGENCY:                                            $1,119,741  thousands of 2020 dollars TOTAL NRC LICENSE TERMINATION COST IS 69.35% OR:                                                $776,589  thousands of 2020 dollars SPENT FUEL MANAGEMENT COST IS 25.34% OR:                                                        $283,713  thousands of 2020 dollars NON-NUCLEAR DEMOLITION COST IS 5.31% OR:                                                          $59,439  thousands of 2020 dollars TOTAL LOW-LEVEL RADIOACTIVE WASTE VOLUME BURIED (EXCLUDING GTCC):                                  365,476 Cubic Feet TOTAL GREATER THAN CLASS C RADWASTE VOLUME GENERATED:                                                1,330 Cubic Feet TOTAL SCRAP METAL REMOVED:                                                                          33,271 Tons TOTAL CRAFT LABOR REQUIREMENTS:                                                                  1,017,633 Man-hours End Notes:
n/a - indicates that this activity not charged as decommissioning expense a - indicates that this activity performed by decommissioning staff 0 - indicates that this value is less than 0.5 but is non-zero A cell containing " - " indicates a zero value TLG Services, LLC
 
Beaver Valley Power Station                                                                                                                                                                                                                Document E22-1783-001, Rev. 1 Decommissioning Cost Analysis                                                                                                                                                                                                                  Appendix D, Page 14 of 25 Table D-2 Beaver Valley Unit 2 SAFSTOR Decommissioning Cost Estimate (Thousands of 2020 Dollars)
Costs run: Wed, Feb 17, 2021 at 10:27:49                                            Off-Site    LLRW                                        NRC      Spent Fuel      Site    Processed              Burial Volumes              Burial /              Utility and Activity        DECCER Version 2016.08.16d          Decon  Removal  Packaging  Transport  Processing  Disposal    Other      Total    Total  Lic. Term. Management    Restoration  Volume    Class A  Class B  Class C  GTCC    Processed    Craft    Contractor Index              Activity Description            Cost    Cost      Costs      Costs      Costs      Costs      Costs    Contingency  Costs    Costs        Costs        Costs    Cu. Feet  Cu. Feet  Cu. Feet  Cu. Feet Cu. Feet  Wt., Lbs. Manhours  Manhours PERIOD 1a - Shutdown through Transition Period 1a Direct Decommissioning Activities 1a.1.1    SAFSTOR site characterization survey            -      -          -          -          -          -        580          174    754        754          -            -          -        -        -        -        -          -          -            -
1a.1.2    Prepare preliminary decommissioning cost        -      -          -          -          -          -          72            11      83          83          -            -          -        -        -        -        -          -          -            556 1a.1.3    Notification of Cessation of Operations                                                                                                a 1a.1.4    Remove fuel & source material                                                                                                        n/a 1a.1.5    Notification of Permanent Defueling                                                                                                    a 1a.1.6    Deactivate plant systems & process waste                                                                                                a 1a.1.7    Prepare and submit PSDAR                        -      -          -          -          -          -        111            17    128        128          -            -          -        -        -        -        -          -          -            856 1a.1.8    Review plant dwgs & specs.                      -      -          -          -          -          -          72            11      83          83          -            -          -        -        -        -        -          -          -            556 1a.1.9    Perform detailed rad survey                                                                                                            a 1a.1.10    Estimate by-product inventory                  -      -          -          -          -          -          56            8      64          64          -            -          -        -        -        -        -          -          -            428 1a.1.11    End product description                        -      -          -          -          -          -          56            8      64          64          -            -          -        -        -        -        -          -          -            428 1a.1.12    Detailed by-product inventory                  -      -          -          -          -          -          83            13      96          96          -            -          -        -        -        -        -          -          -            642 1a.1.13    Define major work sequence                      -      -          -          -          -          -          56            8      64          64          -            -          -        -        -        -        -          -          -            428 1a.1.14    Perform SER and EA                              -      -          -          -          -          -        172            26    198        198          -            -          -        -        -        -        -          -          -          1,327 1a.1.15    Perform Site-Specific Cost Study                -      -          -          -          -          -        278            42    320        320          -            -          -        -        -        -        -          -          -          2,140 Activity Specifications 1a.1.16.1 Prepare plant and facilities for SAFSTOR        -      -          -          -          -          -        274            41    315        315          -            -          -        -        -        -        -          -          -          2,106 1a.1.16.2 Plant systems                                    -      -          -          -          -          -        232            35    266        266          -            -          -        -        -        -        -          -          -          1,783 1a.1.16.3 Plant structures and buildings                  -      -          -          -          -          -        174            26    200        200          -            -          -        -        -        -        -          -          -          1,335 1a.1.16.4 Waste management                                -      -          -          -          -          -        111            17    128        128          -            -          -        -        -        -        -          -          -            856 1a.1.16.5 Facility and site dormancy                      -      -          -          -          -          -        111            17    128        128          -            -          -        -        -        -        -          -          -            856 1a.1.16    Total                                          -      -          -          -          -          -        901          135  1,036      1,036          -            -          -        -        -        -        -          -          -          6,936 Detailed Work Procedures 1a.1.17.1 Plant systems                                    -      -          -          -          -          -          66            10      76          76          -            -          -        -        -        -        -          -          -            506 1a.1.17.2 Facility closeout & dormancy                    -      -          -          -          -          -          67            10      77          77          -            -          -        -        -        -        -          -          -            514 1a.1.17    Total                                          -      -          -          -          -          -        133            20    152        152          -            -          -        -        -        -        -          -          -          1,020 1a.1.18    Procure vacuum drying system                    -      -          -          -          -          -          6            1      6          6          -            -          -        -        -        -        -          -          -            43 1a.1.19    Drain/de-energize non-cont. systems                                                                                                    a 1a.1.20    Drain & dry NSSS                                                                                                                        a 1a.1.21    Drain/de-energize contaminated systems                                                                                                  a 1a.1.22    Decon/secure contaminated systems                                                                                                      a 1a.1      Subtotal Period 1a Activity Costs              -      -          -          -          -          -      2,576          473  3,049      3,049          -            -          -        -        -        -        -          -          -        15,361 Period 1a Additional Costs 1a.2.1    Mixed Waste                                    -      388        252          45        500      133        80          249  1,648      1,648          -            -      46,010    1,203      -        -        -    2,688,512    2,099          -
1a.2      Subtotal Period 1a Additional Costs            -      388        252          45        500      133        80          249  1,648      1,648          -            -      46,010    1,203      -        -        -    2,688,512    2,099          -
Period 1a Collateral Costs 1a.3.1    Small tool allowance                            -        2        -          -          -          -        -              0      3          3          -            -          -        -        -        -        -          -          -            -
1a.3.2    Spent Fuel Capital and Transfer                -      -          -          -          -          -      3,287          493  3,781        -          3,781          -          -        -        -        -        -          -          -            -
1a.3      Subtotal Period 1a Collateral Costs            -        2        -          -          -          -      3,287          493  3,783          3        3,781          -          -        -        -        -        -          -          -            -
Period 1a Period-Dependent Costs 1a.4.1    Insurance                                      -      -          -          -          -          -      2,390          239  2,628      2,628          -            -          -        -        -        -        -          -          -            -
1a.4.2    Property taxes                                  -      -          -          -          -          -        791            79    870        870          -            -          -        -        -        -        -          -          -            -
1a.4.3    Health physics supplies                        -      595        -          -          -          -        -            149    744        744          -            -          -        -        -        -        -          -          -            -
1a.4.4    Heavy equipment rental                          -      753        -          -          -          -        -            113    866        866          -            -          -        -        -        -        -          -          -            -
1a.4.5    Disposal of DAW generated                      -      -            13          4        -          34      -              10      61          61          -            -          -        605      -        -        -      12,683        19          -
1a.4.6    Plant energy budget                            -      -          -          -          -          -      3,462          519  3,981      3,981          -            -          -        -        -        -        -          -          -            -
1a.4.7    NRC Fees                                        -      -          -          -          -          -        517            52    568        568          -            -          -        -        -        -        -          -          -            -
1a.4.8    Emergency Planning Fees                        -      -          -          -          -          -      1,793          179  1,972        -          1,972          -          -        -        -        -        -          -          -            -
1a.4.9    Spent Fuel Pool O&M                            -      -          -          -          -          -        845          127    971        -            971          -          -        -        -        -        -          -          -            -
1a.4.10    ISFSI Operating Costs                          -      -          -          -          -          -          56            8      64        -              64          -          -        -        -        -        -          -          -            -
1a.4.11    Corporate A&G Cost                              -      -          -          -          -          -      9,650        1,448  11,098      11,098          -            -          -        -        -        -        -          -          -            -
1a.4.12    Security Staff Cost                            -      -          -          -          -          -      8,418        1,263  9,680      9,680          -            -          -        -        -        -        -          -          -        215,488 1a.4.13    Utility Staff Cost                              -      -          -          -          -          -      25,437        3,816  29,253      29,253          -            -          -        -        -        -        -          -          -        357,760 1a.4      Subtotal Period 1a Period-Dependent Costs      -    1,348          13          4        -          34    53,358        8,001  62,758      59,750        3,007          -          -        605      -        -        -      12,683        19      573,248 TLG Services, LLC
 
Beaver Valley Power Station                                                                                                                                                                                                                    Document E22-1783-001, Rev. 1 Decommissioning Cost Analysis                                                                                                                                                                                                                      Appendix D, Page 15 of 25 Table D-2 Beaver Valley Unit 2 SAFSTOR Decommissioning Cost Estimate (Thousands of 2020 Dollars)
Costs run: Wed, Feb 17, 2021 at 10:27:49                                                Off-Site    LLRW                                        NRC      Spent Fuel      Site    Processed              Burial Volumes              Burial /              Utility and Activity        DECCER Version 2016.08.16d          Decon      Removal  Packaging  Transport  Processing  Disposal    Other      Total    Total  Lic. Term. Management    Restoration  Volume    Class A  Class B  Class C  GTCC    Processed    Craft    Contractor Index              Activity Description            Cost        Cost      Costs      Costs      Costs      Costs      Costs    Contingency  Costs    Costs        Costs        Costs    Cu. Feet  Cu. Feet  Cu. Feet  Cu. Feet Cu. Feet  Wt., Lbs. Manhours  Manhours 1a.0      TOTAL PERIOD 1a COST                              -      1,739        265          50        500      167    59,301        9,217  71,239      64,451        6,788          -      46,010    1,808      -        -        -    2,701,195    2,118      588,609 PERIOD 1b - SAFSTOR Limited DECON Activities Period 1b Direct Decommissioning Activities Decontamination of Site Buildings 1b.1.1.1 Reactor                                          1,281      -          -          -          -          -        -            641  1,922      1,922          -            -          -        -        -        -        -          -      18,743          -
1b.1.1.2 Auxiliary                                          504      -          -          -          -          -        -            252    756        756          -            -          -        -        -        -        -          -      7,566          -
1b.1.1.3 Fuel and Decon                                      626      -          -          -          -          -        -            313    939        939          -            -          -        -        -        -        -          -      8,280          -
1b.1.1.4 Gaseous Waste Storage Tank Enclosure                12      -          -          -          -          -        -              6      17          17          -            -          -        -        -        -        -          -        173          -
1b.1.1.5 Main Steam, Cable Vault, Safeguards Area            173      -          -          -          -          -        -              86    259        259          -            -          -        -        -        -        -          -      2,603          -
1b.1.1.6 Turbine Building                                    526      -          -          -          -          -        -            263    790        790          -            -          -        -        -        -        -          -      7,924          -
1b.1.1.7 Waste Handling\Condensate Polishing                328      -          -          -          -          -        -            164    492        492          -            -          -        -        -        -        -          -      4,933          -
1b.1.1    Totals                                          3,450      -          -          -          -          -        -          1,725  5,175      5,175          -            -          -        -        -        -        -          -      50,221          -
1b.1      Subtotal Period 1b Activity Costs              3,450      -          -          -          -          -        -          1,725  5,175      5,175          -            -          -        -        -        -        -          -      50,221          -
Period 1b Collateral Costs 1b.3.1    Decon equipment                                1,055      -          -          -          -          -        -            158  1,213      1,213          -            -          -        -        -        -        -          -          -            -
1b.3.2    Process decommissioning water waste              302      -          211        454          -        789        -            437  2,193      2,193          -            -          -      1,855      -        -        -      111,320      362          -
1b.3.4    Small tool allowance                              -        56        -          -          -          -        -              8      65          65          -            -          -        -        -        -        -          -          -            -
1b.3.5    Spent Fuel Capital and Transfer                  -        -          -          -          -          -        591            89    679        -            679          -          -        -        -        -        -          -          -            -
1b.3      Subtotal Period 1b Collateral Costs            1,356      56        211        454          -        789        591          693  4,150      3,471          679          -          -      1,855      -        -        -      111,320      362          -
Period 1b Period-Dependent Costs 1b.4.1    Decon supplies                                  1,269      -          -          -          -          -        -            317  1,587      1,587          -            -          -        -        -        -        -          -          -            -
1b.4.2    Insurance                                        -        -          -          -          -          -        602            60    663        663          -            -          -        -        -        -        -          -          -            -
1b.4.3    Property taxes                                    -        -          -          -          -          -        126            13    138        138          -            -          -        -        -        -        -          -          -            -
1b.4.4    Health physics supplies                          -        435        -          -          -          -        -            109    543        543          -            -          -        -        -        -        -          -          -            -
1b.4.5    Heavy equipment rental                            -        190        -          -          -          -        -              28    218        218          -            -          -        -        -        -        -          -          -            -
1b.4.6    Disposal of DAW generated                        -        -            15          5        -          41      -              13      74          74          -            -          -        736      -        -        -      15,423        23          -
1b.4.7    Plant energy budget                              -        -          -          -          -          -        873          131  1,003      1,003          -            -          -        -        -        -        -          -          -            -
1b.4.8    NRC Fees                                          -        -          -          -          -          -          99            10    109        109          -            -          -        -        -        -        -          -          -            -
1b.4.9    Emergency Planning Fees                          -        -          -          -          -          -        362            36    398        -            398          -          -        -        -        -        -          -          -            -
1b.4.10    Spent Fuel Pool O&M                              -        -          -          -          -          -        213            32    245        -            245          -          -        -        -        -        -          -          -            -
1b.4.11    ISFSI Operating Costs                            -        -          -          -          -          -          14            2      16        -              16          -          -        -        -        -        -          -          -            -
1b.4.12    Corporate A&G Cost                                -        -          -          -          -          -        593            89    682        682          -            -          -        -        -        -        -          -          -            -
1b.4.13    Security Staff Cost                              -        -          -          -          -          -      1,910          287  2,197      2,197          -            -          -        -        -        -        -          -          -        49,177 1b.4.14    Utility Staff Cost                                -        -          -          -          -          -      6,412          962  7,373      7,373          -            -          -        -        -        -        -          -          -        90,175 1b.4      Subtotal Period 1b Period-Dependent Costs      1,269      625          15          5        -          41    11,204        2,088  15,247      14,588          659          -          -        736      -        -        -      15,423        23      139,352 1b.0      TOTAL PERIOD 1b COST                            6,075      681        226        460          -        830    11,795        4,506  24,573      23,234        1,338          -          -      2,592      -        -        -      126,743    50,605      139,352 PERIOD 1c - Preparations for SAFSTOR Dormancy Period 1c Direct Decommissioning Activities 1c.1.1    Prepare support equipment for storage            -        521        -          -          -          -        -              78    600        600          -            -          -        -        -        -        -          -      3,000          -
1c.1.2    Install containment pressure equal. lines        -        53        -          -          -          -        -              8      60          60          -            -          -        -        -        -        -          -        700          -
1c.1.3    Interim survey prior to dormancy                  -        -          -          -          -          -        733          220    953        953          -            -          -        -        -        -        -          -      8,864          -
1c.1.4    Secure building accesses                                                                                                                    a 1c.1.5    Prepare & submit interim report                  -        -          -          -          -          -          32            5      37          37          -            -          -        -        -        -        -          -          -            250 1c.1      Subtotal Period 1c Activity Costs                -        574        -          -          -          -        765          311  1,650      1,650          -            -          -        -        -        -        -          -      12,564          250 Period 1c Additional Costs 1c.2.1    Spent fuel pool isolation                        -        -          -          -          -          -      8,450        1,268  9,718      9,718          -            -          -        -        -        -        -          -          -            -
1c.2      Subtotal Period 1c Additional Costs              -        -          -          -          -          -      8,450        1,268  9,718      9,718          -            -          -        -        -        -        -          -          -            -
TLG Services, LLC
 
Beaver Valley Power Station                                                                                                                                                                                                                    Document E22-1783-001, Rev. 1 Decommissioning Cost Analysis                                                                                                                                                                                                                      Appendix D, Page 16 of 25 Table D-2 Beaver Valley Unit 2 SAFSTOR Decommissioning Cost Estimate (Thousands of 2020 Dollars)
Costs run: Wed, Feb 17, 2021 at 10:27:49                                                Off-Site    LLRW                                        NRC      Spent Fuel      Site    Processed              Burial Volumes              Burial /              Utility and Activity        DECCER Version 2016.08.16d          Decon      Removal  Packaging  Transport  Processing  Disposal    Other      Total    Total  Lic. Term. Management    Restoration  Volume    Class A  Class B  Class C  GTCC    Processed    Craft    Contractor Index              Activity Description            Cost        Cost      Costs      Costs      Costs      Costs      Costs    Contingency  Costs    Costs        Costs        Costs    Cu. Feet  Cu. Feet  Cu. Feet  Cu. Feet Cu. Feet  Wt., Lbs. Manhours  Manhours Period 1c Collateral Costs 1c.3.1    Process decommissioning water waste              320      -          224        483          -          839      -            465  2,332      2,332          -            -          -      1,973      -        -        -      118,405      385          -
1c.3.3    Small tool allowance                              -          5        -          -          -          -        -              1      6          6          -            -          -        -        -        -        -          -          -            -
1c.3.4    Spent Fuel Capital and Transfer                  -        -          -          -          -          -        597            90    687        -            687          -          -        -        -        -        -          -          -            -
1c.3      Subtotal Period 1c Collateral Costs              320        5        224        483          -          839      597          555  3,024      2,337          687          -          -      1,973      -        -        -      118,405      385          -
Period 1c Period-Dependent Costs 1c.4.1    Insurance                                        -        -          -          -          -          -        609            61    670        670          -            -          -        -        -        -        -          -          -            -
1c.4.2    Property taxes                                    -        -          -          -          -          -        127            13    140        140          -            -          -        -        -        -        -          -          -            -
1c.4.3    Health physics supplies                          -        222        -          -          -          -        -              56    278        278          -            -          -        -        -        -        -          -          -            -
1c.4.4    Heavy equipment rental                            -        192        -          -          -          -        -              29    221        221          -            -          -        -        -        -        -          -          -            -
1c.4.5    Disposal of DAW generated                        -        -            3          1        -            9      -              3      16          16          -            -          -        154      -        -        -        3,232          5          -
1c.4.6    Plant energy budget                              -        -          -          -          -          -        882          132  1,014      1,014          -            -          -        -        -        -        -          -          -            -
1c.4.7    NRC Fees                                          -        -          -          -          -          -        100            10    110        110          -            -          -        -        -        -        -          -          -            -
1c.4.8    Emergency Planning Fees                          -        -          -          -          -          -        366            37    402        -            402          -          -        -        -        -        -          -          -            -
1c.4.9    Spent Fuel Pool O&M                              -        -          -          -          -          -        215            32    247        -            247          -          -        -        -        -        -          -          -            -
1c.4.10    ISFSI Operating Costs                            -        -          -          -          -          -          14            2      16        -              16          -          -        -        -        -        -          -          -            -
1c.4.11    Corporate A&G Cost                                -        -          -          -          -          -        600            90    690        690          -            -          -        -        -        -        -          -          -            -
1c.4.12    Security Staff Cost                              -        -          -          -          -          -      1,931          290  2,221      2,221          -            -          -        -        -        -        -          -          -        49,711 1c.4.13    Utility Staff Cost                                -        -          -          -          -          -      6,481          972  7,453      7,453          -            -          -        -        -        -        -          -          -        91,155 1c.4      Subtotal Period 1c Period-Dependent Costs        -        414          3          1        -            9    11,326        1,726  13,478      12,812          666          -          -        154      -        -        -        3,232          5      140,867 1c.0      TOTAL PERIOD 1c COST                              320      993        228        484          -          848    21,138        3,859  27,870      26,517        1,353          -          -      2,128      -        -        -      121,637    12,954      141,116 PERIOD 1 TOTALS                                            6,395    3,413        719        994          500      1,845    92,234        17,582 123,682    114,202        9,479          -      46,010    6,527      -        -        -    2,949,575    65,677      869,077 PERIOD 2a - SAFSTOR Dormancy with Wet Spent Fuel Storage Period 2a Direct Decommissioning Activities 2a.1.1    Quarterly Inspection                                                                                                                        a 2a.1.2    Semi-annual environmental survey                                                                                                            a 2a.1.3    Prepare reports                                                                                                                            a 2a.1.4    Bituminous roof replacement                      -        -          -          -          -          -        297            45    341        341          -            -          -        -        -        -        -          -          -            -
2a.1.5    Maintenance supplies                              -        -          -          -          -          -        533          133    666        666          -            -          -        -        -        -        -          -          -            -
2a.1      Subtotal Period 2a Activity Costs                -        -          -          -          -          -        829          178  1,007      1,007          -            -          -        -        -        -        -          -          -            -
Period 2a Collateral Costs 2a.3.1    Spent Fuel Capital and Transfer                  -        -          -          -          -          -      82,275        12,341  94,616        -          94,616          -          -        -        -        -        -          -          -            -
2a.3      Subtotal Period 2a Collateral Costs              -        -          -          -          -          -      82,275        12,341  94,616        -          94,616          -          -        -        -        -        -          -          -            -
Period 2a Period-Dependent Costs 2a.4.1    Insurance                                        -        -          -          -          -          -      2,098          210  2,308      2,308          -            -          -        -        -        -        -          -          -            -
2a.4.2    Property taxes                                    -        -          -          -          -          -      1,747          175  1,922      1,922          -            -          -        -        -        -        -          -          -            -
2a.4.3    Health physics supplies                          -        887        -          -          -          -        -            222  1,108      1,108          -            -          -        -        -        -        -          -          -            -
2a.4.4    Disposal of DAW generated                        -        -            19          6        -          49      -              15      89          89          -            -          -        884      -        -        -      18,529        27          -
2a.4.5    Plant energy budget                              -        -          -          -          -          -      2,421          363  2,784      2,784          -            -          -        -        -        -        -          -          -            -
2a.4.6    NRC Fees                                          -        -          -          -          -          -        749            75    824        824          -            -          -        -        -        -        -          -          -            -
2a.4.7    Emergency Planning Fees                          -        -          -          -          -          -      5,020          502  5,522        -          5,522          -          -        -        -        -        -          -          -            -
2a.4.8    Spent Fuel Pool O&M                              -        -          -          -          -          -      2,952          443  3,395        -          3,395          -          -        -        -        -        -          -          -            -
2a.4.9    ISFSI Operating Costs                            -        -          -          -          -          -        196            29    225        -            225          -          -        -        -        -        -          -          -            -
2a.4.10    Corporate A&G Cost                                -        -          -          -          -          -      8,246        1,237  9,483      9,483          -            -          -        -        -        -        -          -          -            -
2a.4.11    Security Staff Cost                              -        -          -          -          -          -      26,496        3,974  30,471      7,770        22,701          -          -        -        -        -        -          -          -        682,062 2a.4.12    Utility Staff Cost                                -        -          -          -          -          -      26,919        4,038  30,957      2,848        28,109          -          -        -        -        -        -          -          -        341,758 2a.4      Subtotal Period 2a Period-Dependent Costs        -        887          19          6        -          49    76,844        11,283  89,087      29,136        59,951          -          -        884      -        -        -      18,529        27    1,023,821 2a.0      TOTAL PERIOD 2a COST                              -        887          19          6        -          49  159,948        23,801 184,710      30,143      154,567          -          -        884      -        -        -      18,529        27    1,023,821 TLG Services, LLC
 
Beaver Valley Power Station                                                                                                                                                                                                              Document E22-1783-001, Rev. 1 Decommissioning Cost Analysis                                                                                                                                                                                                                Appendix D, Page 17 of 25 Table D-2 Beaver Valley Unit 2 SAFSTOR Decommissioning Cost Estimate (Thousands of 2020 Dollars)
Costs run: Wed, Feb 17, 2021 at 10:27:49                                            Off-Site    LLRW                                        NRC      Spent Fuel      Site    Processed            Burial Volumes              Burial /              Utility and Activity        DECCER Version 2016.08.16d          Decon  Removal  Packaging  Transport  Processing  Disposal    Other      Total    Total  Lic. Term. Management    Restoration  Volume  Class A  Class B  Class C  GTCC    Processed    Craft    Contractor Index              Activity Description            Cost    Cost      Costs      Costs      Costs      Costs      Costs    Contingency  Costs    Costs        Costs        Costs    Cu. Feet Cu. Feet  Cu. Feet  Cu. Feet Cu. Feet  Wt., Lbs. Manhours  Manhours PERIOD 2b - SAFSTOR Dormancy with Dry Spent Fuel Storage Period 2b Direct Decommissioning Activities 2b.1.1    Quarterly Inspection                                                                                                                    a 2b.1.2    Semi-annual environmental survey                                                                                                        a 2b.1.3    Prepare reports                                                                                                                        a 2b.1.4    Bituminous roof replacement                    -      -          -          -          -          -      2,514          377  2,891      2,891          -            -        -        -        -        -        -          -          -            -
2b.1.5    Maintenance supplies                            -      -          -          -          -          -      4,512        1,128  5,641      5,641          -            -        -        -        -        -        -          -          -            -
2b.1      Subtotal Period 2b Activity Costs              -      -          -          -          -          -      7,027        1,505  8,532      8,532          -            -        -        -        -        -        -          -          -            -
Period 2b Collateral Costs 2b.3.1    Spent Fuel Capital and Transfer                -      -          -          -          -          -      18,800        2,820  21,620        -          21,620          -        -        -        -        -        -          -          -            -
2b.3      Subtotal Period 2b Collateral Costs            -      -          -          -          -          -      18,800        2,820  21,620        -          21,620          -        -        -        -        -        -          -          -            -
Period 2b Period-Dependent Costs 2b.4.1    Insurance                                      -      -          -          -          -          -      17,780        1,778  19,558      19,558          -            -        -        -        -        -        -          -          -            -
2b.4.2    Property taxes                                  -      -          -          -          -          -      14,801        1,480  16,281      16,281          -            -        -        -        -        -        -          -          -            -
2b.4.3    Health physics supplies                        -    3,466        -          -          -          -        -            867  4,333      4,333          -            -        -        -        -        -        -          -          -            -
2b.4.4    Disposal of DAW generated                      -      -            71          25        -        187        -              57    340        340          -            -        -      3,370      -        -        -      70,594      104          -
2b.4.5    Plant energy budget                            -      -          -          -          -          -      10,255        1,538  11,793      11,793          -            -        -        -        -        -        -          -          -            -
2b.4.6    NRC Fees                                        -      -          -          -          -          -      6,105          611  6,716      6,716          -            -        -        -        -        -        -          -          -            -
2b.4.7    Emergency Planning Fees                        -      -          -          -          -          -      11,780        1,178  12,958        -          12,958          -        -        -        -        -        -          -          -            -
2b.4.8    ISFSI Operating Costs                          -      -          -          -          -          -      1,658          249  1,906        -          1,906          -        -        -        -        -        -          -          -            -
2b.4.9    Corporate A&G Cost                              -      -          -          -          -          -      4,154          623  4,777      4,777          -            -        -        -        -        -        -          -          -            -
2b.4.10    Security Staff Cost                            -      -          -          -          -          -      71,606        10,741  82,347      65,136        17,210          -        -        -        -        -        -          -          -      1,552,663 2b.4.11    Utility Staff Cost                              -      -          -          -          -          -      67,358        10,104  77,461      16,887        60,575          -        -        -        -        -        -          -          -        831,784 2b.4      Subtotal Period 2b Period-Dependent Costs      -    3,466          71          25        -        187    205,496        29,225 238,469    145,819        92,650          -        -      3,370      -        -        -      70,594      104    2,384,446 2b.0      TOTAL PERIOD 2b COST                            -    3,466          71          25        -        187    231,323        33,550 268,621    154,351      114,270          -        -      3,370      -        -        -      70,594      104    2,384,446 PERIOD 2c - SAFSTOR Dormancy without Spent Fuel Storage Period 2c Direct Decommissioning Activities 2c.1.1    Quarterly Inspection                                                                                                                    a 2c.1.2    Semi-annual environmental survey                                                                                                        a 2c.1.3    Prepare reports                                                                                                                        a 2c.1.4    Bituminous roof replacement                    -      -          -          -          -          -        654            98    752        752          -            -        -        -        -        -        -          -          -            -
2c.1.5    Maintenance supplies                            -      -          -          -          -          -      1,174          293  1,467      1,467          -            -        -        -        -        -        -          -          -            -
2c.1      Subtotal Period 2c Activity Costs              -      -          -          -          -          -      1,828          391  2,219      2,219          -            -        -        -        -        -        -          -          -            -
Period 2c Period-Dependent Costs 2c.4.1    Insurance                                      -      -          -          -          -          -      2,751          275  3,026      3,026          -            -        -        -        -        -        -          -          -            -
2c.4.2    Property taxes                                  -      -          -          -          -          -      3,849          385  4,234      4,234          -            -        -        -        -        -        -          -          -            -
2c.4.3    Health physics supplies                        -      866        -          -          -          -        -            216  1,082      1,082          -            -        -        -        -        -        -          -          -            -
2c.4.4    Disposal of DAW generated                      -      -            17          6        -          46      -              14      84          84          -            -        -        830      -        -        -      17,383        26          -
2c.4.5    Plant energy budget                            -      -          -          -          -          -      2,667          400  3,067      3,067          -            -        -        -        -        -        -          -          -            -
2c.4.6    NRC Fees                                        -      -          -          -          -          -      1,514          151  1,665      1,665          -            -        -        -        -        -        -          -          -            -
2c.4.7    Corporate A&G Cost                              -      -          -          -          -          -        727          109    836        836          -            -        -        -        -        -        -          -          -            -
2c.4.8    Security Staff Cost                            -      -          -          -          -          -      10,238        1,536  11,773      11,773          -            -        -        -        -        -        -          -          -        240,368 2c.4.9    Utility Staff Cost                              -      -          -          -          -          -      9,090        1,364  10,454      10,454          -            -        -        -        -        -        -          -          -        140,215 2c.4      Subtotal Period 2c Period-Dependent Costs      -      866          17          6        -          46    30,836        4,450  36,221      36,221          -            -        -        830      -        -        -      17,383        26      380,583 2c.0      TOTAL PERIOD 2c COST                            -      866          17          6        -          46    32,663        4,842  38,440      38,440          -            -        -        830      -        -        -      17,383        26      380,583 PERIOD 2 TOTALS                                            -    5,218        107          37        -        282    423,934        62,193 491,771    222,934      268,837          -        -      5,084      -        -        -    106,506        157    3,788,850 TLG Services, LLC
 
Beaver Valley Power Station                                                                                                                                                                                                            Document E22-1783-001, Rev. 1 Decommissioning Cost Analysis                                                                                                                                                                                                                Appendix D, Page 18 of 25 Table D-2 Beaver Valley Unit 2 SAFSTOR Decommissioning Cost Estimate (Thousands of 2020 Dollars)
Costs run: Wed, Feb 17, 2021 at 10:27:49                                            Off-Site    LLRW                                        NRC      Spent Fuel    Site    Processed          Burial Volumes              Burial /              Utility and Activity        DECCER Version 2016.08.16d          Decon  Removal  Packaging  Transport  Processing  Disposal    Other      Total    Total  Lic. Term. Management  Restoration  Volume  Class A  Class B  Class C  GTCC    Processed    Craft    Contractor Index              Activity Description            Cost    Cost      Costs      Costs      Costs      Costs      Costs    Contingency  Costs    Costs        Costs      Costs      Cu. Feet Cu. Feet Cu. Feet  Cu. Feet Cu. Feet  Wt., Lbs. Manhours  Manhours PERIOD 3a - Reactivate Site Following SAFSTOR Dormancy Period 3a Direct Decommissioning Activities 3a.1.1    Prepare preliminary decommissioning cost        -      -          -          -          -          -          72            11      83          83          -          -          -        -        -        -        -          -          -            556 3a.1.2    Review plant dwgs & specs.                      -      -          -          -          -          -        256            38    294        294          -          -          -        -        -        -        -          -          -          1,969 3a.1.3    Perform detailed rad survey                                                                                                              a 3a.1.4    End product description                          -      -          -          -          -          -          56            8      64          64          -          -          -        -        -        -        -          -          -            428 3a.1.5    Detailed by-product inventory                    -      -          -          -          -          -          72            11      83          83          -          -          -        -        -        -        -          -          -            556 3a.1.6    Define major work sequence                      -      -          -          -          -          -        417            63    480        480          -          -          -        -        -        -        -          -          -          3,210 3a.1.7    Perform SER and EA                              -      -          -          -          -          -        172            26    198        198          -          -          -        -        -        -        -          -          -          1,327 3a.1.8    Prepare/submit Defueled Technical Specific      -      -          -          -          -          -        417            63    480        480          -          -          -        -        -        -        -          -          -          3,210 3a.1.9    Perform Site-Specific Cost Study                -      -          -          -          -          -        278            42    320        320          -          -          -        -        -        -        -          -          -          2,140 3a.1.10    Prepare/submit Irradiated Fuel Manageme          -      -          -          -          -          -          56            8      64          64          -          -          -        -        -        -        -          -          -            428 Activity Specifications 3a.1.11.1 Re-activate plant & temporary facilities          -      -          -          -          -          -        410            61    471        424          -          47        -        -        -        -        -          -          -          3,154 3a.1.11.2 Plant systems                                    -      -          -          -          -          -        232            35    266        240          -          27        -        -        -        -        -          -          -          1,783 3a.1.11.3 Reactor internals                                -      -          -          -          -          -        395            59    454        454          -          -          -        -        -        -        -          -          -          3,039 3a.1.11.4 Reactor vessel                                    -      -          -          -          -          -        361            54    416        416          -          -          -        -        -        -        -          -          -          2,782 3a.1.11.5 Biological shield                                -      -          -          -          -          -          28            4      32          32          -          -          -        -        -        -        -          -          -            214 3a.1.11.6 Steam generators                                  -      -          -          -          -          -        174            26    200        200          -          -          -        -        -        -        -          -          -          1,335 3a.1.11.7 Reinforced concrete                              -      -          -          -          -          -          89            13    102          51          -          51        -        -        -        -        -          -          -            685 3a.1.11.8 Main Turbine                                      -      -          -          -          -          -          22            3      26        -            -          26        -        -        -        -        -          -          -            171 3a.1.11.9 Main Condensers                                  -      -          -          -          -          -          22            3      26        -            -          26        -        -        -        -        -          -          -            171 3a.1.11.10 Plant structures & buildings                    -      -          -          -          -          -        174            26    200        100          -          100        -        -        -        -        -          -          -          1,335 3a.1.11.11 Waste management                                -      -          -          -          -          -        256            38    294        294          -          -          -        -        -        -        -          -          -          1,969 3a.1.11.12 Facility & site closeout                        -      -          -          -          -          -          50            8      58          29          -          29        -        -        -        -        -          -          -            385 3a.1.11    Total                                            -      -          -          -          -          -      2,212          332  2,544      2,239          -          305        -        -        -        -        -          -          -        17,024 Planning & Site Preparations 3a.1.12    Prepare dismantling sequence                    -      -          -          -          -          -        133            20    153        153          -          -          -        -        -        -        -          -          -          1,027 3a.1.13    Plant prep. & temp. svces                        -      -          -          -          -          -      3,500          525  4,025      4,025          -          -          -        -        -        -        -          -          -            -
3a.1.14    Design water clean-up system                    -      -          -          -          -          -          78            12      90          90          -          -          -        -        -        -        -          -          -            599 3a.1.15    Rigging/Cont. Cntrl Envlps/tooling/etc.          -      -          -          -          -          -      2,400          360  2,760      2,760          -          -          -        -        -        -        -          -          -            -
3a.1.16    Procure casks/liners & containers                -      -          -          -          -          -          68            10      79          79          -          -          -        -        -        -        -          -          -            526 3a.1      Subtotal Period 3a Activity Costs                -      -          -          -          -          -      10,188        1,528  11,716      11,411          -          305        -        -        -        -        -          -          -        33,002 Period 3a Period-Dependent Costs 3a.4.1    Insurance                                        -      -          -          -          -          -        357            36    393        393          -          -          -        -        -        -        -          -          -            -
3a.4.2    Property taxes                                  -      -          -          -          -          -        500            50    550        550          -          -          -        -        -        -        -          -          -            -
3a.4.3    Health physics supplies                          -      509        -          -          -          -        -            127    636        636          -          -          -        -        -        -        -          -          -            -
3a.4.4    Heavy equipment rental                          -      753        -          -          -          -        -            113    866        866          -          -          -        -        -        -        -          -          -            -
3a.4.5    Disposal of DAW generated                        -      -            11          4        -          28      -              9      51          51          -          -          -      509      -        -        -      10,654        16          -
3a.4.6    Plant energy budget                              -      -          -          -          -          -      3,462          519  3,981      3,981          -          -          -        -        -        -        -          -          -            -
3a.4.7    NRC Fees                                        -      -          -          -          -          -        260            26    286        286          -          -          -        -        -        -        -          -          -            -
3a.4.8    Corporate A&G Cost                              -      -          -          -          -          -      1,018          153  1,170      1,170          -          -          -        -        -        -        -          -          -            -
3a.4.9    Security Staff Cost                              -      -          -          -          -          -        281            42    323        323          -          -          -        -        -        -        -          -          -          6,240 3a.4.10    Utility Staff Cost                              -      -          -          -          -          -      12,444        1,867  14,310      14,310          -          -          -        -        -        -        -          -          -        199,680 3a.4      Subtotal Period 3a Period-Dependent Costs        -    1,262          11          4        -          28    18,321        2,941  22,567      22,567          -          -          -      509      -        -        -      10,654        16      205,920 3a.0      TOTAL PERIOD 3a COST                            -    1,262          11          4        -          28    28,509        4,469  34,283      33,979          -          305        -      509      -        -        -      10,654        16      238,922 TLG Services, LLC
 
Beaver Valley Power Station                                                                                                                                                                                                                Document E22-1783-001, Rev. 1 Decommissioning Cost Analysis                                                                                                                                                                                                                  Appendix D, Page 19 of 25 Table D-2 Beaver Valley Unit 2 SAFSTOR Decommissioning Cost Estimate (Thousands of 2020 Dollars)
Costs run: Wed, Feb 17, 2021 at 10:27:49                                                Off-Site    LLRW                                        NRC      Spent Fuel    Site    Processed          Burial Volumes              Burial /              Utility and Activity        DECCER Version 2016.08.16d          Decon      Removal  Packaging  Transport  Processing  Disposal    Other      Total    Total  Lic. Term. Management  Restoration  Volume  Class A  Class B  Class C  GTCC    Processed    Craft    Contractor Index              Activity Description            Cost        Cost      Costs      Costs      Costs      Costs      Costs    Contingency  Costs    Costs        Costs      Costs      Cu. Feet Cu. Feet Cu. Feet  Cu. Feet Cu. Feet  Wt., Lbs. Manhours  Manhours PERIOD 3b - Decommissioning Preparations Period 3b Direct Decommissioning Activities Detailed Work Procedures 3b.1.1.1 Plant systems                                      -        -          -          -          -          -        263            39    303        272          -          30        -        -        -        -        -          -          -          2,026 3b.1.1.2 Reactor internals                                  -        -          -          -          -          -        139            21    160        160          -          -          -        -        -        -        -          -          -          1,070 3b.1.1.3 Remaining buildings                                -        -          -          -          -          -          75            11      86          22          -          65        -        -        -        -        -          -          -            578 3b.1.1.4 CRD cooling assembly                                -        -          -          -          -          -          56            8      64          64          -          -          -        -        -        -        -          -          -            428 3b.1.1.5 CRD housings & ICI tubes                            -        -          -          -          -          -          56            8      64          64          -          -          -        -        -        -        -          -          -            428 3b.1.1.6 Incore instrumentation                              -        -          -          -          -          -          56            8      64          64          -          -          -        -        -        -        -          -          -            428 3b.1.1.7 Reactor vessel                                      -        -          -          -          -          -        202            30    232        232          -          -          -        -        -        -        -          -          -          1,554 3b.1.1.8 Facility closeout                                  -        -          -          -          -          -          67            10      77          38          -          38        -        -        -        -        -          -          -            514 3b.1.1.9 Missile shields                                    -        -          -          -          -          -          25            4      29          29          -          -          -        -        -        -        -          -          -            193 3b.1.1.10 Biological shield                                  -        -          -          -          -          -          67            10      77          77          -          -          -        -        -        -        -          -          -            514 3b.1.1.11 Steam generators                                  -        -          -          -          -          -        256            38    294        294          -          -          -        -        -        -        -          -          -          1,969 3b.1.1.12 Reinforced concrete                                -        -          -          -          -          -          56            8      64          32          -          32        -        -        -        -        -          -          -            428 3b.1.1.13 Main Turbine                                      -        -          -          -          -          -          87            13    100        -            -          100        -        -        -        -        -          -          -            668 3b.1.1.14 Main Condensers                                    -        -          -          -          -          -          87            13    100        -            -          100        -        -        -        -        -          -          -            668 3b.1.1.15 Auxiliary building                                -        -          -          -          -          -        152            23    175        157          -          17        -        -        -        -        -          -          -          1,168 3b.1.1.16 Reactor building                                  -        -          -          -          -          -        152            23    175        157          -          17        -        -        -        -        -          -          -          1,168 3b.1.1    Total                                            -        -          -          -          -          -      1,793          269  2,062      1,662          -          400        -        -        -        -        -          -          -        13,800 3b.1      Subtotal Period 3b Activity Costs                -        -          -          -          -          -      1,793          269  2,062      1,662          -          400        -        -        -        -        -          -          -        13,800 Period 3b Additional Costs 3b.2.1    Site Characterization                            -        -          -          -          -          -      1,494          448  1,942      1,942          -          -          -        -        -        -        -          -      8,205        3,357 3b.2      Subtotal Period 3b Additional Costs              -        -          -          -          -          -      1,494          448  1,942      1,942          -          -          -        -        -        -        -          -      8,205        3,357 Period 3b Collateral Costs 3b.3.1    Decon equipment                                1,055      -          -          -          -          -        -            158  1,213      1,213          -          -          -        -        -        -        -          -          -            -
3b.3.2    DOC staff relocation expenses                    -        -          -          -          -          -      1,523          229  1,752      1,752          -          -          -        -        -        -        -          -          -            -
3b.3.3    Pipe cutting equipment                            -      1,200        -          -          -          -        -            180  1,380      1,380          -          -          -        -        -        -        -          -          -            -
3b.3      Subtotal Period 3b Collateral Costs            1,055    1,200        -          -          -          -      1,523          567  4,345      4,345          -          -          -        -        -        -        -          -          -            -
Period 3b Period-Dependent Costs 3b.4.1    Decon supplies                                    37      -          -          -          -          -        -              9      46          46          -          -          -        -        -        -        -          -          -            -
3b.4.2    Insurance                                        -        -          -          -          -          -        296            30    326        326          -          -          -        -        -        -        -          -          -            -
3b.4.3    Property taxes                                    -        -          -          -          -          -        247            25    271        271          -          -          -        -        -        -        -          -          -            -
3b.4.4    Health physics supplies                          -        271        -          -          -          -        -              68    339        339          -          -          -        -        -        -        -          -          -            -
3b.4.5    Heavy equipment rental                            -        371        -          -          -          -        -              56    427        427          -          -          -        -        -        -        -          -          -            -
3b.4.6    Disposal of DAW generated                        -        -            6          2        -          15      -              5      28          28          -          -          -      277      -        -        -        5,794          9          -
3b.4.7    Plant energy budget                              -        -          -          -          -          -      1,707          256  1,963      1,963          -          -          -        -        -        -        -          -          -            -
3b.4.8    NRC Fees                                          -        -          -          -          -          -        128            13    141        141          -          -          -        -        -        -        -          -          -            -
3b.4.9    Corporate A&G Cost                                -        -          -          -          -          -        698          105    803        803          -          -          -        -        -        -        -          -          -            -
3b.4.10    Security Staff Cost                              -        -          -          -          -          -        139            21    159        159          -          -          -        -        -        -        -          -          -          3,077 3b.4.11    DOC Staff Cost                                    -        -          -          -          -          -      3,545          532  4,077      4,077          -          -          -        -        -        -        -          -          -        42,056 3b.4.12    Utility Staff Cost                                -        -          -          -          -          -      6,137          921  7,057      7,057          -          -          -        -        -        -        -          -          -        98,472 3b.4      Subtotal Period 3b Period-Dependent Costs          37      642          6          2        -          15    12,897        2,038  15,637      15,637          -          -          -      277      -        -        -        5,794          9      143,606 3b.0      TOTAL PERIOD 3b COST                            1,092    1,842          6          2        -          15    17,707        3,322  23,987      23,587          -          400        -      277      -        -        -        5,794    8,214      160,763 PERIOD 3 TOTALS                                            1,092    3,104          17          6        -          43    46,217        7,792  58,270      57,565          -          704        -      785      -        -        -      16,448    8,229      399,684 TLG Services, LLC
 
Beaver Valley Power Station                                                                                                                                                                                                                Document E22-1783-001, Rev. 1 Decommissioning Cost Analysis                                                                                                                                                                                                                  Appendix D, Page 20 of 25 Table D-2 Beaver Valley Unit 2 SAFSTOR Decommissioning Cost Estimate (Thousands of 2020 Dollars)
Costs run: Wed, Feb 17, 2021 at 10:27:49                                            Off-Site    LLRW                                      NRC      Spent Fuel    Site    Processed              Burial Volumes              Burial /              Utility and Activity      DECCER Version 2016.08.16d          Decon    Removal  Packaging  Transport  Processing  Disposal    Other      Total    Total  Lic. Term. Management  Restoration  Volume    Class A  Class B  Class C  GTCC    Processed    Craft    Contractor Index              Activity Description            Cost      Cost      Costs      Costs      Costs      Costs      Costs  Contingency  Costs    Costs        Costs      Costs      Cu. Feet  Cu. Feet  Cu. Feet  Cu. Feet Cu. Feet  Wt., Lbs. Manhours  Manhours PERIOD 4a - Large Component Removal Period 4a Direct Decommissioning Activities Nuclear Steam Supply System Removal 4a.1.1.1 Reactor Coolant Piping                            36      145          42          73          37        514      -            203  1,049      1,049          -          -          198    1,888      -        -        -      144,939    2,678          -
4a.1.1.2 Pressurizer Relief Tank                            7      26          9          16          8        114      -              43    223        223          -          -            44      421      -        -        -        32,295      487          -
4a.1.1.3 Reactor Coolant Pumps & Motors                    21      85          58        151          -          678      -            230  1,222      1,222          -          -          -      3,768      -        -        -      555,300    1,865            80 4a.1.1.4 Pressurizer                                      -        75        382        102          -          749      -            260  1,568      1,568          -          -          -      2,335      -        -        -      200,915    1,346          750 4a.1.1.5 Steam Generators                                -      3,923      1,926      2,503        2,436      5,062      -          3,180  19,031      19,031          -          -        28,008  15,781        -        -        -    2,336,246    15,380        1,500 4a.1.1.6 CRDMs/ICIs/Service Structure Removal              38      286        225          69          34        440      -            238  1,330      1,330          -          -          327    2,905      -        -        -      124,891    4,639          -
4a.1.1.7 Reactor Vessel Internals                          55    4,862      6,727        690          -      10,615      297        10,880  34,126      34,126          -          -          -      1,906      751      281      -      233,386    23,607        1,103 4a.1.1.8 Vessel & Internals GTCC Disposal                -        -          -          -          -        7,713      -          1,157  8,870      8,870          -          -          -        -        -        -      1,330    271,794        -            -
4a.1.1.9 Reactor Vessel                                  -      6,198      2,117      1,374          -        6,665      297        8,898  25,549      25,549          -          -          -    20,778        -        -        -    1,301,229    23,607        1,103 4a.1.1    Totals                                        156  15,600    11,485      4,979        2,514    32,551      594        25,089  92,969      92,969          -          -        28,577  49,781      751      281    1,330  5,200,994    73,608        4,535 Removal of Major Equipment 4a.1.2    Main Turbine/Generator                        -        394        170          43        515        -        -            199  1,321      1,321          -          -        3,097      -        -        -        -      185,836    5,682          -
4a.1.3    Main Condensers                                -      1,924        131          46        774        -        -            617  3,492      3,492          -          -        6,211      -        -        -        -      279,498    28,174          -
Cascading Costs from Clean Building Demolition 4a.1.4.1 Reactor                                          -        381        -          -          -          -        -              57    438        438          -          -          -        -        -        -        -          -      2,894          -
4a.1.4.2 Auxiliary                                        -        83        -          -          -          -        -              12      95          95          -          -          -        -        -        -        -          -        413          -
4a.1.4.3 Fuel and Decon                                  -        60        -          -          -          -        -              9      69          69          -          -          -        -        -        -        -          -        448          -
4a.1.4.4 Gaseous Waste Storage Tank Enclosure            -          2        -          -          -          -        -              0      2          2          -          -          -        -        -        -        -          -            8          -
4a.1.4.5 Main Steam, Cable Vault, Safeguards Area        -        66        -          -          -          -        -              10      76          76          -          -          -        -        -        -        -          -        383          -
4a.1.4.6 Waste Handling\Condensate Polishing              -        76        -          -          -          -        -              11      87          87          -          -          -        -        -        -        -          -        400          -
4a.1.4    Totals                                        -        668        -          -          -          -        -            100    768        768          -          -          -        -        -        -        -          -      4,545          -
Disposal of Plant Systems 4a.1.5.1 Area Vent. Syst. - Condensate Polish Bld        -        202          4          12        202        -        -              83    503        503          -          -        1,799      -        -        -        -        73,041    2,700          -
4a.1.5.2 Area Ventilation Systems - Air Condition        -          0        -          -          -          -        -              0      0        -            -            0        -        -        -        -        -          -            6          -
4a.1.5.3 Area Ventilation Systems - Auxiliary Bld        -        289          6          19        324        -        -            124    763        763          -          -        2,883      -        -        -        -      117,063    3,787          -
4a.1.5.4 Area Ventilation Systems - Control Area          -        40        -          -          -          -        -              6      46        -            -          46        -        -        -        -        -          -        648          -
4a.1.5.5 Area Ventilation Systems - Cooling              -        346          8          24        405        -        -            152    934        934          -          -        3,602      -        -        -        -      146,295    4,544          -
4a.1.5.6 Auxiliary Boiler                                -        308        -          -          -          -        -              46    355        -            -          355        -        -        -        -        -          -      4,869          -
4a.1.5.7 Auxiliary Steam and Condensate                  -        125        -          -          -          -        -              19    144        -            -          144        -        -        -        -        -          -      2,032          -
4a.1.5.8 Auxiliary Steam and Condensate - RCA            -        236          4          11        185        -        -              89    525        525          -          -        1,649      -        -        -        -        66,954    3,097          -
4a.1.5.9 Boron Recovery & Primary Grade Water            -        310          3          10        171        -        -            105    600        600          -          -        1,523      -        -        -        -        61,857    4,306          -
4a.1.5.10 Building Services Hot Water Heating            -        125        -          -          -          -        -              19    144        -            -          144        -        -        -        -        -          -      2,029          -
4a.1.5.11 Building Services Hot Water Htng - RCA          -        228          2          7        119        -        -              76    432        432          -          -        1,056      -        -        -        -        42,875    2,930          -
4a.1.5.12 Building and Yard Drains                        -        51        -          -          -          -        -              8      59        -            -          59        -        -        -        -        -          -        831          -
4a.1.5.13 Building and Yard Drains - RCA                  -        83          1          2          31        -        -              26    142        142          -          -          272      -        -        -        -        11,037    1,151          -
4a.1.5.14 Chemical & Volume Control                      -        878          44          57        339        322      -            364  2,004      2,004          -          -        3,013    1,279      -        -        -      205,039    12,193          -
4a.1.5.15 Chilled Water                                  -        263        -          -          -          -        -              39    302        -            -          302        -        -        -        -        -          -      4,330          -
4a.1.5.16 Chilled Water - RCA                            -        651          11          33        551        -        -            251  1,496      1,496          -          -        4,898      -        -        -        -      198,897    8,504          -
4a.1.5.17 Condensate                                      -        518        -          -          -          -        -              78    595        -            -          595        -        -        -        -        -          -      8,371          -
4a.1.5.18 Condensate Polishing                            -      1,306          36        113        1,908        -        -            633  3,997      3,997          -          -        16,966      -        -        -        -      688,978    18,309          -
4a.1.5.19 Containment Vacuum & Leakage Monitorin          -        81          1          2          37        -        -              26    148        148          -          -          331      -        -        -        -        13,449    1,134          -
4a.1.5.20 Domestic Water                                  -        53        -          -          -          -        -              8      61        -            -          61        -        -        -        -        -          -        888          -
4a.1.5.21 Domestic Water - RCA                            -        50          0          1          25        -        -              16      93          93          -          -          221      -        -        -        -        8,958      632          -
4a.1.5.22 ERF Building                                    -        142        -          -          -          -        -              21    163        -            -          163        -        -        -        -        -          -      2,335          -
4a.1.5.23 Electrical - Contaminated                      -        454          5          16        267        -        -            156    897        897          -          -        2,372      -        -        -        -        96,331    6,095          -
4a.1.5.24 Extraction Steam                                -        302        -          -          -          -        -              45    347        -            -          347        -        -        -        -        -          -      4,999          -
4a.1.5.25 Fire Protection                                -        839        -          -          -          -        -            126    965        -            -          965        -        -        -        -        -          -      13,639          -
4a.1.5.26 Heater Drains                                  -        399        -          -          -          -        -              60    458        -            -          458        -        -        -        -        -          -      6,560          -
4a.1.5.27 Incore Instrumentation                          -        18          2          1          3        11      -              8      42          42          -          -            22        43      -        -        -        3,698      229          -
4a.1.5.28 Loose Parts Monitoring                          -          0        -          -          -          -        -              0      0        -            -            0        -        -        -        -        -          -            3          -
4a.1.5.29 Main Generator and Main Transformer            -        94        -          -          -          -        -              14    108        -            -          108        -        -        -        -        -          -      1,510          -
4a.1.5.30 Main Steam                                      -        189        -          -          -          -        -              28    218        -            -          218        -        -        -        -        -          -      3,013          -
4a.1.5.31 Main Steam - RCA                                -        414          12          37        624        -        -            204  1,292      1,292          -          -        5,551      -        -        -        -      225,448    5,596          -
4a.1.5.32 Main Turbine and Condenser                      -        480        -          -          -          -        -              72    552        -            -          552        -        -        -        -        -          -      7,841          -
4a.1.5.33 Main Turbine and Condenser - RCA                -        21          0          0          4        -        -              6      31          31          -          -            40      -        -        -        -        1,620      289          -
4a.1.5.34 Outbuildings - Waste Handling Building          -        94          1          4          73        -        -              35    208        208          -          -          653      -        -        -        -        26,501    1,284          -
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Beaver Valley Power Station                                                                                                                                                                                                                      Document E22-1783-001, Rev. 1 Decommissioning Cost Analysis                                                                                                                                                                                                                        Appendix D, Page 21 of 25 Table D-2 Beaver Valley Unit 2 SAFSTOR Decommissioning Cost Estimate (Thousands of 2020 Dollars)
Costs run: Wed, Feb 17, 2021 at 10:27:49                                                Off-Site    LLRW                                        NRC      Spent Fuel    Site      Processed              Burial Volumes              Burial /              Utility and Activity        DECCER Version 2016.08.16d            Decon    Removal  Packaging  Transport  Processing  Disposal    Other      Total    Total  Lic. Term. Management  Restoration    Volume    Class A  Class B  Class C  GTCC    Processed    Craft    Contractor Index              Activity Description              Cost      Cost      Costs      Costs      Costs      Costs      Costs    Contingency  Costs    Costs        Costs      Costs      Cu. Feet  Cu. Feet  Cu. Feet  Cu. Feet Cu. Feet  Wt., Lbs. Manhours  Manhours Disposal of Plant Systems (continued) 4a.1.5.35 Plant Process Control                              -          1        -          -          -          -        -              0      2        -            -            2        -        -        -        -        -          -          23          -
4a.1.5.36 Post Accident Sampling - RCA                        -        245          1          5          77        -        -              74    402        402          -          -          680      -        -        -        -        27,634      3,361          -
4a.1.5.37 Post DBA Hydrogen Control                          -          3        -          -          -          -        -              0      3        -            -            3        -        -        -        -        -          -          47          -
4a.1.5.38 Post DBA Hydrogen Control - RCA                    -        63          1          3          49        -        -              24    139        139          -          -          438      -        -        -        -        17,780        823          -
4a.1.5.39 Primary Access Facility                            -        36        -          -          -          -        -              5      42        -            -            42        -        -        -        -        -          -          595          -
4a.1.5.40 Reactor Control & Protection                        -          1        -          -          -          -        -              0      1        -            -            1        -        -        -        -        -          -          13          -
4a.1.5.41 Reactor Coolant                                    -        283          23          31        119        215      -            149    820        820          -          -        1,056      861      -        -        -        98,021      3,981          -
4a.1.5.42 Reactor Excore Instrumentation                      -          0        -          -          -          -        -              0      0        -            -            0        -        -        -        -        -          -            3          -
4a.1.5.43 Reactor Plant Sample                                -        166          2          5          84        -        -              55    312        312          -          -          749      -        -        -        -        30,428      2,158          -
4a.1.5.44 River Water - RCA                                  -          6          0          0          5        -        -              2      14          14          -          -            47      -        -        -        -        1,924        78          -
4a.1.5.45 Safety Injection - RCA                              -        897          29          89      1,504        -        -            466  2,986      2,986          -          -        13,370      -        -        -        -      542,951    12,320          -
4a.1.5.46 Sewage Treatment                                    -        24        -          -          -          -        -              4      27        -            -            27        -        -        -        -        -          -          390          -
4a.1.5.47 Simulator Building                                  -        11        -          -          -          -        -              2      12        -            -            12        -        -        -        -        -          -          165          -
4a.1.5.48 South Office Shop Building                          -        90        -          -          -          -        -              13    103        -            -          103        -        -        -        -        -          -        1,473          -
4a.1.5.49 Steam Generator Blowdown                            -      1,258          32        100        1,684        -        -            585  3,659      3,659          -          -        14,970      -        -        -        -      607,940    17,704          -
4a.1.5.50 Steam Generator Feedwater                          -        368        -          -          -          -        -              55    424        -            -          424        -        -        -        -        -          -        5,959          -
4a.1.5.51 Steam Generator Feedwater - RCA                    -        324          12          35        591        -        -            176  1,137      1,137          -          -        5,252      -        -        -        -      213,288      4,416          -
4a.1.5.52 Supplementary Leak Collection & Release            -        102          2          5          87        -        -              39    234        234          -          -          771      -        -        -        -        31,302      1,465          -
4a.1.5.53 Turbine Plant Component Cooling Water              -        317        -          -          -          -        -              48    365        -            -          365        -        -        -        -        -          -        5,235          -
4a.1.5.54 Turbine Plant Sample                                -        48        -          -          -          -        -              7      55        -            -            55        -        -        -        -        -          -          770          -
4a.1.5.55 Water Treating - RCA                                -        108          1          3          52        -        -              35    199        199          -          -          462      -        -        -        -        18,748      1,424          -
4a.1.5    Totals                                            -    13,941        242        626        9,522        548      -          4,686  29,564      24,012          -        5,552      84,645    2,183      -        -        -    3,578,058    203,085          -
4a.1.6    Scaffolding in support of decommissioning          -      1,447          21          9        112        20      -            387  1,995      1,995          -          -          897        79      -        -        -        45,403    24,509          -
4a.1      Subtotal Period 4a Activity Costs                  156  33,974    12,049      5,702      13,437    33,119      594        31,078 130,109    124,557          -        5,552    123,427    52,043      751      281    1,330  9,289,787    339,603        4,535 Period 4a Collateral Costs 4a.3.1    Process decommissioning water waste                11      -            17          38        -          65      -              29    161        161          -          -          -        154      -        -        -        9,216        30          -
4a.3.2    Process decommissioning chemical flush wa          -        -          -          -          -          -        -            -      -          -            -          -          -        -        -        -        -          -          -            -
4a.3.3    Small tool allowance                              -        392        -          -          -          -        -              59    450        405          -            45        -        -        -        -        -          -          -            -
4a.3.4    On-site survey and release of 2.79 tons clea      -        -          -          -          -          -          5            0      5          5          -          -          -        -        -        -        -          -          -            -
4a.3      Subtotal Period 4a Collateral Costs                11      392          17          38        -          65        5            88    616        571          -            45        -        154      -        -        -        9,216        30          -
Period 4a Period-Dependent Costs 4a.4.1    Decon supplies                                      98      -          -          -          -          -        -              24    122        122          -          -          -        -        -        -        -          -          -            -
4a.4.2    Insurance                                          -        -          -          -          -          -        784            78    863        863          -          -          -        -        -        -        -          -          -            -
4a.4.3    Property taxes                                    -        -          -          -          -          -        653            65    718        718          -          -          -        -        -        -        -          -          -            -
4a.4.4    Health physics supplies                            -      2,722        -          -          -          -        -            681  3,403      3,403          -          -          -        -        -        -        -          -          -            -
4a.4.5    Heavy equipment rental                            -      3,270        -          -          -          -        -            491  3,761      3,761          -          -          -        -        -        -        -          -          -            -
4a.4.6    Disposal of DAW generated                          -        -          113          39        -          297      -              91    539        539          -          -          -      5,353      -        -        -      112,154        165          -
4a.4.7    Plant energy budget                                -        -          -          -          -          -      4,298          645  4,943      4,943          -          -          -        -        -        -        -          -          -            -
4a.4.8    NRC Fees                                          -        -          -          -          -          -        413            41    455        455          -          -          -        -        -        -        -          -          -            -
4a.4.9    Liquid Radwaste Processing Equipment/Se            -        -          -          -          -          -        555            83    638        638          -          -          -        -        -        -        -          -          -            -
4a.4.10    Corporate A&G Cost                                -        -          -          -          -          -      2,083          312  2,395      2,395          -          -          -        -        -        -        -          -          -            -
4a.4.11    Remedial Actions Surveys                          -        -          -          -          -          -      2,114          317  2,431      2,431          -          -          -        -        -        -        -          -          -            -
4a.4.12    Security Staff Cost                                -        -          -          -          -          -      2,524          379  2,902      2,902          -          -          -        -        -        -        -          -          -        84,945 4a.4.13    DOC Staff Cost                                    -        -          -          -          -          -      16,265        2,440  18,705      18,705          -          -          -        -        -        -        -          -          -        187,559 4a.4.14    Utility Staff Cost                                -        -          -          -          -          -      22,195        3,329  25,524      25,524          -          -          -        -        -        -        -          -          -        339,781 4a.4      Subtotal Period 4a Period-Dependent Costs          98    5,993        113          39        -          297    51,884        8,977  67,399      67,399          -          -          -      5,353      -        -        -      112,154        165      612,285 4a.0      TOTAL PERIOD 4a COST                              265  40,359    12,179      5,779      13,437    33,481    52,483        40,144 198,125    192,527          -        5,597    123,427    57,550      751      281    1,330  9,411,157    339,798      616,820 PERIOD 4b - Site Decontamination Period 4b Direct Decommissioning Activities 4b.1.1    Remove spent fuel racks                            415      47        125          81        -          713      -            422  1,803      1,803          -          -          -      2,878      -        -        -      182,827        793          -
TLG Services, LLC
 
Beaver Valley Power Station                                                                                                                                                                                                                  Document E22-1783-001, Rev. 1 Decommissioning Cost Analysis                                                                                                                                                                                                                      Appendix D, Page 22 of 25 Table D-2 Beaver Valley Unit 2 SAFSTOR Decommissioning Cost Estimate (Thousands of 2020 Dollars)
Costs run: Wed, Feb 17, 2021 at 10:27:49                                                Off-Site    LLRW                                      NRC      Spent Fuel    Site      Processed              Burial Volumes              Burial /              Utility and Activity        DECCER Version 2016.08.16d          Decon      Removal  Packaging  Transport  Processing  Disposal    Other      Total    Total  Lic. Term. Management  Restoration    Volume    Class A  Class B  Class C  GTCC    Processed    Craft    Contractor Index              Activity Description            Cost        Cost      Costs      Costs      Costs      Costs      Costs  Contingency  Costs    Costs        Costs      Costs      Cu. Feet  Cu. Feet  Cu. Feet  Cu. Feet Cu. Feet  Wt., Lbs. Manhours  Manhours Disposal of Plant Systems 4b.1.2.1 Area Ventilation Systems - Containment              -        482          13          41        693        -        -            232  1,461      1,461          -          -        6,165      -        -        -        -      250,356      6,295          -
4b.1.2.2 Area Ventilation Systems - Miscellaneous            -        237        -          -          -          -        -              36    273        -            -          273        -        -        -        -        -          -        4,076          -
4b.1.2.3 Circulating Water                                  -        585        -          -          -          -        -              88    673        -            -          673        -        -        -        -        -          -        9,646          -
4b.1.2.4 Compressed Air                                      -        72        -          -          -          -        -              11      83        -            -            83        -        -        -        -        -          -        1,198          -
4b.1.2.5 Compressed Air - RCA                                -        416          5          15        247        -        -            144    826        826          -          -        2,199      -        -        -        -      89,320      5,415          -
4b.1.2.6 Containment                                        -        31          1          3          48        -        -              16      99          99          -          -          425      -        -        -        -      17,264        435          -
4b.1.2.7 Containment Depressurization                        -        157        -          -          -          -        -              24    181        -            -          181        -        -        -        -        -          -        2,334          -
4b.1.2.8 Containment Depressurization - RCA                  -        765          50        152        2,569        -        -            604  4,141      4,141          -          -        22,839      -        -        -        -      927,485    10,470          -
4b.1.2.9 Electrical - Clean                                  -      4,450        -          -          -          -        -            668  5,118        -            -        5,118        -        -        -        -        -          -      69,103          -
4b.1.2.10 Electrical - RCA                                  -      3,141          47        142        2,404        -        -          1,172  6,906      6,906          -          -        21,373      -        -        -        -      867,962    40,579          -
4b.1.2.11 Fire Protection - RCA                              -        714          11          32        546        -        -            266  1,569      1,569          -          -        4,850      -        -        -        -      196,943      9,421          -
4b.1.2.12 Fuel Pool Electrical Contaminated                  -        115          1          4          69        -        -              40    230        230          -          -          615      -        -        -        -      24,991      1,553          -
4b.1.2.13 Fuel Pool Electrical RCA                          -        784          12          35        598        -        -            292  1,721      1,721          -          -        5,318      -        -        -        -      215,981    10,127          -
4b.1.2.14 Fuel Pool Area Ventilation Aux Bldg                -        130          3          10        171        -        -              60    375        375          -          -        1,523      -        -        -        -      61,866      1,709          -
4b.1.2.15 Fuel Pool Compressed Air RCA                      -        113          2          5          83        -        -              42    244        244          -          -          739      -        -        -        -      30,012      1,482          -
4b.1.2.16 Fuel Pool Cooling & Purification                  -        499          28          43        271        234      -            233  1,308      1,308          -          -        2,409      938      -        -        -      157,870      7,027          -
4b.1.2.17 Fuel Pool Fire Protection RCA                      -        174          2          7        125        -        -              64    373        373          -          -        1,111      -        -        -        -      45,108      2,296          -
4b.1.2.18 Fuel Transfer System & Tools                      -        123          5          10          84        44      -              56    323        323          -          -          748      179      -        -        -      41,721      1,823          -
4b.1.2.19 Gaseous Waste Disposal                            -        610          7          23        386        -        -            215  1,241      1,241          -          -        3,432      -        -        -        -      139,394      8,550          -
4b.1.2.20 Liquid Waste Disposal                              -        112          6          9          58        46      -              50    281        281          -          -          515      183      -        -        -      32,728      1,580          -
4b.1.2.21 Miscellaneous                                      -        34        -          -          -          -        -              5      39        -            -            39        -        -        -        -        -          -          533          -
4b.1.2.22 Prim Comp & Ntrn Shld Tnk Clng Wtr - RC            -      2,116          70        219        3,701        -        -          1,124  7,230      7,230          -          -        32,904      -        -        -        -    1,336,230    30,060          -
4b.1.2.23 Radiation Monitoring                              -        168          2          5          91        -        -              57    323        323          -          -          812      -        -        -        -      32,959      2,129          -
4b.1.2.24 Reactor Plant Vents & Drains                      -        558          18          21        127        119      -            193  1,037      1,037          -          -        1,129      471      -        -        -      76,486      7,790          -
4b.1.2.25 Residual Heat Removal                              -        446          46          85        781        345      -            332  2,036      2,036          -          -        6,946    1,385      -        -        -      370,559      6,431          -
4b.1.2.26 Service Water                                      -        515        -          -          -          -        -              77    592        -            -          592        -        -        -        -        -          -        8,435          -
4b.1.2.27 Service Water - RCA                                -        905          45        136        2,300        -        -            596  3,983      3,983          -          -        20,450      -        -        -        -      830,486    12,872          -
4b.1.2.28 Solid Waste Disposal                              -        254          13          17        128        83      -            107    603        603          -          -        1,142      325      -        -        -      67,533      3,490          -
4b.1.2.29 Station Service - 4KV                              -        134        -          -          -          -        -              20    154        -            -          154        -        -        -        -        -          -        2,140          -
4b.1.2.30 Turbine Plant Comp Cooling Water - RCA            -        28          0          1          14        -        -              9      53          53          -          -          128      -        -        -        -        5,214        367          -
4b.1.2.31 Water Treating                                    -        628        -          -          -          -        -              94    722        -            -          722        -        -        -        -        -          -      10,012          -
4b.1.2    Totals                                            -    19,500        388      1,016      15,498        872      -          6,927  44,201      36,365          -        7,836    137,772      3,480      -        -        -    5,818,468    279,378          -
4b.1.3    Scaffolding in support of decommissioning        -      2,171          31          13        168        29      -            580  2,993      2,993          -          -        1,346      119      -        -        -      68,104    36,763          -
Decontamination of Site Buildings 4b.1.4.1 Reactor                                          1,170    1,568        569      3,965          465      6,530      -          3,331  17,597      17,597          -          -        4,136  228,864        -        -        -    9,069,303    36,400          -
4b.1.4.2 Auxiliary                                          470      163          10          58          92        94      -            323  1,209      1,209          -          -          818    3,090      -        -        -      153,282      8,976          -
4b.1.4.3 Fuel and Decon                                      565      633          8          22        215        33      -            485  1,960      1,960          -          -        1,915      571      -        -        -      101,753    16,597          -
4b.1.4.4 Gaseous Waste Storage Tank Enclosure                11        3          0          1          2          2      -              7      27          27          -          -            17        76      -        -        -        3,663        200          -
4b.1.4.5 Main Steam, Cable Vault, Safeguards Area            160      65          4          19          62        30      -            116    456        456          -          -          555      888      -        -        -      57,382      3,173          -
4b.1.4.6 Turbine Building                                    479      47          2          11          55        17      -            265    876        876          -          -          486      455      -        -        -      37,777      7,692          -
4b.1.4.7 Waste Handling\Condensate Polishing                306      131          8          42        115        67      -            227    894        894          -          -        1,020    2,063      -        -        -      122,089      6,127          -
4b.1.4    Totals                                          3,160    2,610        601      4,117        1,006      6,772      -          4,754  23,021      23,021          -          -        8,945  236,008        -        -        -    9,545,249    79,166          -
4b.1.5    Prepare/submit License Termination Plan          -        -          -          -          -          -        228            34    262        262          -          -          -        -        -        -        -          -          -          1,753 4b.1.6    Receive NRC approval of termination plan                                                                                                  a 4b.1      Subtotal Period 4b Activity Costs              3,575  24,327      1,145      5,227      16,672      8,386      228        12,718  72,278      64,443          -        7,836    148,063  242,485        -        -        -  15,614,650    396,099        1,753 Period 4b Additional Costs 4b.2.1    License Termination Survey Planning              -        -          -          -          -          -        992          297  1,289      1,289          -          -          -        -        -        -        -          -          -          6,240 4b.2.2    Opeational Tools and Equipment                    -        -            12          33        407        -        -              67    519        519          -          -        5,880      -        -        -        -      147,000        16          -
4b.2.3    Soil Remediation                                  -        130          6      1,169          -        1,430      -            566  3,301      3,301          -          -          -    22,289        -        -        -    1,276,734      1,465          -
4b.2.4    Underground Services Excavation                  -      1,355        -          -          -          -        250          376  1,981      1,981          -          -          -        -        -        -        -          -        7,150          -
4b.2.5    License Termination ISFSI                        -        126        129        885          -        1,372    1,968        1,120  5,601      5,601          -          -          -    12,920        -        -        -    1,547,466      7,203        6,060 4b.2      Subtotal Period 4b Additional Costs              -      1,611        148      2,087          407      2,802    3,209        2,427  12,692      12,692          -          -        5,880  35,209        -        -        -    2,971,200    15,834      12,300 TLG Services, LLC
 
Beaver Valley Power Station                                                                                                                                                                                                                        Document E22-1783-001, Rev. 1 Decommissioning Cost Analysis                                                                                                                                                                                                                            Appendix D, Page 23 of 25 Table D-2 Beaver Valley Unit 2 SAFSTOR Decommissioning Cost Estimate (Thousands of 2020 Dollars)
Costs run: Wed, Feb 17, 2021 at 10:27:49                                                  Off-Site    LLRW                                        NRC      Spent Fuel    Site      Processed              Burial Volumes              Burial /              Utility and Activity        DECCER Version 2016.08.16d            Decon      Removal  Packaging  Transport  Processing  Disposal    Other      Total    Total  Lic. Term. Management  Restoration    Volume    Class A  Class B  Class C  GTCC    Processed    Craft    Contractor Index              Activity Description              Cost        Cost      Costs      Costs      Costs      Costs      Costs    Contingency  Costs    Costs        Costs      Costs      Cu. Feet  Cu. Feet  Cu. Feet  Cu. Feet Cu. Feet  Wt., Lbs. Manhours  Manhours Period 4b Collateral Costs 4b.3.1    Process decommissioning water waste                  17      -            28          61        -          106      -              47    260        260          -          -          -        250      -        -        -        14,990        49          -
4b.3.3    Small tool allowance                                -        454        -          -          -          -        -              68    522        522          -          -          -        -        -        -        -          -          -            -
4b.3.4    Decommissioning Equipment Disposition                -        -          138          66        748        131      -            169  1,252      1,252          -          -        6,000      529      -        -        -      303,608        147          -
4b.3.5    On-site survey and release of 33.61 tons cle        -        -          -          -          -          -          58            6      64          64          -          -          -        -        -        -        -          -          -            -
4b.3      Subtotal Period 4b Collateral Costs                  17      454        166        127          748        237        58          290  2,098      2,098          -          -        6,000      779      -        -        -      318,598        196          -
Period 4b Period-Dependent Costs 4b.4.1    Decon supplies                                    1,462      -          -          -          -          -        -            365  1,827      1,827          -          -          -        -        -        -        -          -          -            -
4b.4.2    Insurance                                            -        -          -          -          -          -      1,695          170  1,865      1,865          -          -          -        -        -        -        -          -          -            -
4b.4.3    Property taxes                                      -        -          -          -          -          -      1,412          141  1,553      1,553          -          -          -        -        -        -        -          -          -            -
4b.4.4    Health physics supplies                              -      4,009        -          -          -          -        -          1,002  5,011      5,011          -          -          -        -        -        -        -          -          -            -
4b.4.5    Heavy equipment rental                              -      7,259        -          -          -          -        -          1,089  8,348      8,348          -          -          -        -        -        -        -          -          -            -
4b.4.6    Disposal of DAW generated                            -        -          129          44        -          339      -            104    616        616          -          -          -      6,111      -        -        -      128,028        188          -
4b.4.7    Plant energy budget                                  -        -          -          -          -          -      7,334        1,100  8,434      8,434          -          -          -        -        -        -        -          -          -            -
4b.4.8    NRC Fees                                            -        -          -          -          -          -        894            89    983        983          -          -          -        -        -        -        -          -          -            -
4b.4.9    Liquid Radwaste Processing Equipment/Se              -        -          -          -          -          -      1,200          180  1,380      1,380          -          -          -        -        -        -        -          -          -            -
4b.4.10    Corporate A&G Cost                                  -        -          -          -          -          -      3,139          471  3,610      3,610          -          -          -        -        -        -        -          -          -            -
4b.4.11    Remedial Actions Surveys                            -        -          -          -          -          -      4,569          685  5,254      5,254          -          -          -        -        -        -        -          -          -            -
4b.4.12    Security Staff Cost                                  -        -          -          -          -          -      5,455          818  6,273      6,273          -          -          -        -        -        -        -          -          -        183,603 4b.4.13    DOC Staff Cost                                      -        -          -          -          -          -      34,187        5,128  39,316      39,316          -          -          -        -        -        -        -          -          -        393,644 4b.4.14    Utility Staff Cost                                  -        -          -          -          -          -      45,403        6,810  52,213      52,213          -          -          -        -        -        -        -          -          -        693,284 4b.4      Subtotal Period 4b Period-Dependent Costs          1,462  11,268        129          44        -          339  105,288        18,154 136,683    136,683          -          -          -      6,111      -        -        -      128,028        188    1,270,531 4b.0      TOTAL PERIOD 4b COST                              5,054  37,660      1,588      7,486      17,827    11,764  108,783        33,589 223,751    215,915          -        7,836    159,943  284,583        -        -        -    19,032,470    412,317    1,284,584 PERIOD 4f - License Termination Period 4f Direct Decommissioning Activities 4f.1.1    ORISE confirmatory survey                            -        -          -          -          -          -        181            54    235        235          -          -          -        -        -        -        -          -          -            -
4f.1.2    Terminate license                                                                                                                              a 4f.1      Subtotal Period 4f Activity Costs                    -        -          -          -          -          -        181            54    235        235          -          -          -        -        -        -        -          -          -            -
Period 4f Additional Costs 4f.2.1    License Termination Survey                          -        -          -          -          -          -      10,906        3,272  14,177      14,177          -          -          -        -        -        -        -          -      149,426        3,120 4f.2      Subtotal Period 4f Additional Costs                  -        -          -          -          -          -      10,906        3,272  14,177      14,177          -          -          -        -        -        -        -          -      149,426        3,120 Period 4f Collateral Costs 4f.3.1    DOC staff relocation expenses                        -        -          -          -          -          -      1,523          229  1,752      1,752          -          -          -        -        -        -        -          -          -            -
4f.3      Subtotal Period 4f Collateral Costs                  -        -          -          -          -          -      1,523          229  1,752      1,752          -          -          -        -        -        -        -          -          -            -
Period 4f Period-Dependent Costs 4f.4.2    Property taxes                                      -        -          -          -          -          -        359            36    395        395          -          -          -        -        -        -        -          -          -            -
4f.4.3    Health physics supplies                              -        881        -          -          -          -        -            220  1,102      1,102          -          -          -        -        -        -        -          -          -            -
4f.4.4    Disposal of DAW generated                            -        -            7          3        -          20      -              6      36          36          -          -          -        356      -        -        -        7,451        11          -
4f.4.5    Plant energy budget                                  -        -          -          -          -          -        524            79    602        602          -          -          -        -        -        -        -          -          -            -
4f.4.6    NRC Fees                                            -        -          -          -          -          -        267            27    294        294          -          -          -        -        -        -        -          -          -            -
4f.4.7    Corporate A&G Cost                                  -        -          -          -          -          -        714          107    821        821          -          -          -        -        -        -        -          -          -            -
4f.4.8    Security Staff Cost                                  -        -          -          -          -          -        466            70    536        536          -          -          -        -        -        -        -          -          -        11,796 4f.4.9    DOC Staff Cost                                      -        -          -          -          -          -      3,991          599  4,590      4,590          -          -          -        -        -        -        -          -          -        46,791 4f.4.10    Utility Staff Cost                                  -        -          -          -          -          -      4,049          607  4,657      4,657          -          -          -        -        -        -        -          -          -        57,015 4f.4      Subtotal Period 4f Period-Dependent Costs            -        881          7          3        -          20    10,370        1,751  13,031      13,031          -          -          -        356      -        -        -        7,451        11      115,602 4f.0      TOTAL PERIOD 4f COST                                -        881          7          3        -          20    22,980        5,305  29,196      29,196          -          -          -        356      -        -        -        7,451    149,437      118,722 PERIOD 4 TOTALS                                              5,319  78,900    13,774      13,267      31,264    45,265  184,246        79,037 451,072    437,638          -        13,433    283,370  342,489      751      281    1,330  28,451,080    901,552    2,020,127 TLG Services, LLC
 
Beaver Valley Power Station                                                                                                                                                                                                      Document E22-1783-001, Rev. 1 Decommissioning Cost Analysis                                                                                                                                                                                                          Appendix D, Page 24 of 25 Table D-2 Beaver Valley Unit 2 SAFSTOR Decommissioning Cost Estimate (Thousands of 2020 Dollars)
Costs run: Wed, Feb 17, 2021 at 10:27:49                                      Off-Site    LLRW                                      NRC      Spent Fuel    Site      Processed          Burial Volumes              Burial /            Utility and Activity      DECCER Version 2016.08.16d          Decon  Removal  Packaging Transport Processing  Disposal  Other      Total    Total  Lic. Term. Management  Restoration    Volume  Class A  Class B  Class C  GTCC    Processed  Craft    Contractor Index              Activity Description          Cost    Cost      Costs    Costs    Costs      Costs    Costs    Contingency  Costs    Costs        Costs      Costs      Cu. Feet Cu. Feet Cu. Feet  Cu. Feet Cu. Feet  Wt., Lbs. Manhours  Manhours PERIOD 5b - Site Restoration Period 5b Direct Decommissioning Activities Demolition of Remaining Site Buildings 5b.1.1.1 Reactor                                          -    2,381        -        -        -          -      -              357  2,738        -            -        2,738        -        -        -        -        -          -      19,045          -
5b.1.1.2 Alternate Intake                                -      122        -        -        -          -      -              18    140        -            -          140        -        -        -        -        -          -      1,058          -
5b.1.1.3 Auxiliary                                        -      789        -        -        -          -      -              118    907        -            -          907        -        -        -        -        -          -      4,487          -
5b.1.1.4 Cable Tunnel                                    -      72        -        -        -          -      -              11      82        -            -            82        -        -        -        -        -          -        359          -
5b.1.1.5 Circulating Water Piping                        -      44        -        -        -          -      -                7      51        -            -            51        -        -        -        -        -          -        498          -
5b.1.1.6 Control                                          -      159        -        -        -          -      -              24    183        -            -          183        -        -        -        -        -          -        788          -
5b.1.1.7 Cooling Tower                                    -      -          -        -        -          -      -              -      -          -            -          -          -        -        -        -        -          -        -            -
5b.1.1.8 Cooling Tower Pump House                        -      86        -        -        -          -      -              13      99        -            -            99        -        -        -        -        -          -        879          -
5b.1.1.9 Diesel Generator                                -      222        -        -        -          -      -              33    255        -            -          255        -        -        -        -        -          -      1,161          -
5b.1.1.10 Emergency Service Water Overflow                -        4        -        -        -          -      -                1      5        -            -            5        -        -        -        -        -          -          22          -
5b.1.1.11 Flex Building                                  -      293        -        -        -          -      -              44    337        -            -          337        -        -        -        -        -          -      2,529          -
5b.1.1.12 Fuel and Decon                                  -      574        -        -        -          -      -              86    660        -            -          660        -        -        -        -        -          -      4,485          -
5b.1.1.13 Gaseous Waste Storage Tank Enclosure            -      15        -        -        -          -      -                2      17        -            -            17        -        -        -        -        -          -          72          -
5b.1.1.14 Intake                                          -      392        -        -        -          -      -              59    451        -            -          451        -        -        -        -        -          -      2,763          -
5b.1.1.15 Main Steam, Cable Vault, Safeguards Area        -      600        -        -        -          -      -              90    691        -            -          691        -        -        -        -        -          -      3,494          -
5b.1.1.16 Misc. Site Structures - 2005                    -    1,880        -        -        -          -      -              282  2,163        -            -        2,163        -        -        -        -        -          -      14,622          -
5b.1.1.17 Miscellaneous Buildings                        -      979        -        -        -          -      -              147  1,125        -            -        1,125        -        -        -        -        -          -      12,024          -
5b.1.1.18 Miscellaneous Yard                              -    1,159        -        -        -          -      -              174  1,332        -            -        1,332        -        -        -        -        -          -      10,729          -
5b.1.1.19 New SG and RVH Storage Facility                -      48        -        -        -          -      -                7      56        -            -            56        -        -        -        -        -          -        420          -
5b.1.1.20 Old Steam Generator Storage Facility            -      186        -        -        -          -      -              28    214        -            -          214        -        -        -        -        -          -        919          -
5b.1.1.21 Primary Access Facility                        -      171        -        -        -          -      -              26    197        -            -          197        -        -        -        -        -          -      1,673          -
5b.1.1.22 Security Modifications                          -      539        -        -        -          -      -              81    620        -            -          620        -        -        -        -        -          -        424          -
5b.1.1.23 Service Building                                -      500        -        -        -          -      -              75    574        -            -          574        -        -        -        -        -          -      3,248          -
5b.1.1.24 South Office and Shops                          -      750        -        -        -          -      -              113    863        -            -          863        -        -        -        -        -          -      8,207          -
5b.1.1.25 Turbine Building                                -    1,380        -        -        -          -      -              207  1,588        -            -        1,588        -        -        -        -        -          -      16,826          -
5b.1.1.26 Turbine Pedestal                                -      390        -        -        -          -      -              59    449        -            -          449        -        -        -        -        -          -      2,068          -
5b.1.1.27 Waste Handling                                  -      246        -        -        -          -      -              37    282        -            -          282        -        -        -        -        -          -      1,213          -
5b.1.1.28 Waste Handling\Condensate Polishing            -      694        -        -        -          -      -              104    798        -            -          798        -        -        -        -        -          -      3,793          -
5b.1.1    Totals                                        -  14,675        -        -        -          -      -            2,201  16,877        -            -        16,877        -        -        -        -        -          -    117,806          -
Site Closeout Activities 5b.1.2    BackFill Site                                  -      773        -        -        -          -      -              116    889        -            -          889        -        -        -        -        -          -      1,182          -
5b.1.3    Grade & landscape site                        -      284        -        -        -          -      -              43    326        -            -          326        -        -        -        -        -          -        698          -
5b.1.4    Final report to NRC                            -      -          -        -        -          -        87            13    100        100          -          -          -        -        -        -        -          -        -            668 5b.1      Subtotal Period 5b Activity Costs              -  15,732        -        -        -          -        87          2,373  18,192        100          -        18,092        -        -        -        -        -          -    119,686          668 Period 5b Additional Costs 5b.2.1    Site Restoration ISFSI                        -    1,688        -        -        -          -      274            294  2,256        -            -        2,256        -        -        -        -        -          -      16,280          160 5b.2.2    Concrete Crushing                              -    1,151        -        -        -          -          8          174  1,333        -            -        1,333        -        -        -        -        -          -      4,603          -
5b.2.3    Demolish Cooling Tower                        -    5,821        -        -        -          -      313            920  7,053        -            -        7,053        -        -        -        -        -          -      74,585          -
5b.2.4    Cofferdam Construction and Teardown            -      590        -        -        -          -      -              88    678        -            -          678        -        -        -        -        -          -      4,682          -
5b.2.5    Construction Debris                            -      -          -        -        -          -    2,550            383  2,933        -            -        2,933        -        -        -        -        -          -        -            -
5b.2      Subtotal Period 5b Additional Costs            -    9,249        -        -        -          -    3,145          1,859  14,254        -            -        14,254        -        -        -        -        -          -    100,150          160 Period 5b Collateral Costs 5b.3.1    Small tool allowance                          -      194        -        -        -          -      -              29    223        -            -          223        -        -        -        -        -          -        -            -
5b.3      Subtotal Period 5b Collateral Costs            -      194        -        -        -          -      -              29    223        -            -          223        -        -        -        -        -          -        -            -
TLG Services, LLC
 
Beaver Valley Power Station                                                                                                                                                                                                                                    Document E22-1783-001, Rev. 1 Decommissioning Cost Analysis                                                                                                                                                                                                                                        Appendix D, Page 25 of 25 Table D-2 Beaver Valley Unit 2 SAFSTOR Decommissioning Cost Estimate (Thousands of 2020 Dollars)
Costs run: Wed, Feb 17, 2021 at 10:27:49                                                            Off-Site    LLRW                                          NRC      Spent Fuel      Site      Processed            Burial Volumes              Burial /              Utility and Activity        DECCER Version 2016.08.16d                  Decon        Removal  Packaging  Transport    Processing  Disposal    Other      Total        Total  Lic. Term. Management    Restoration    Volume    Class A  Class B  Class C  GTCC    Processed    Craft    Contractor Index                Activity Description                    Cost        Cost      Costs      Costs        Costs      Costs      Costs    Contingency    Costs    Costs        Costs        Costs      Cu. Feet  Cu. Feet Cu. Feet  Cu. Feet Cu. Feet  Wt., Lbs. Manhours  Manhours Period 5b Period-Dependent Costs 5b.4.2      Property taxes                                              -        -          -          -            -          -        456            46      501        -            -            501        -        -        -        -        -          -          -            -
5b.4.3      Heavy equipment rental                                      -      6,535        -          -            -          -        -              980    7,515        -            -          7,515        -        -        -        -        -          -          -            -
5b.4.4      Plant energy budget                                        -        -          -          -            -          -        672            101      772        -            -            772        -        -        -        -        -          -          -            -
5b.4.5      Corporate A&G Cost                                          -        -          -          -            -          -      2,759            414    3,173        -            -          3,173        -        -        -        -        -          -          -            -
5b.4.6      Security Staff Cost                                        -        -          -          -            -          -      1,133            170    1,303        -            -          1,303        -        -        -        -        -          -          -        26,729 5b.4.7      DOC Staff Cost                                              -        -          -          -            -          -      9,643          1,446    11,089        -            -          11,089        -        -        -        -        -          -          -        106,918 5b.4.8      Utility Staff Cost                                          -        -          -          -            -          -      3,623            543    4,166        -            -          4,166        -        -        -        -        -          -          -        52,450 5b.4        Subtotal Period 5b Period-Dependent Costs                  -      6,535        -          -            -          -      18,286          3,700    28,520        -            -          28,520        -        -        -        -        -          -          -        186,097 5b.0        TOTAL PERIOD 5b COST                                        -      31,710        -          -            -          -      21,517          7,961    61,189        100          -          61,089        -        -        -        -        -          -      219,836      186,925 PERIOD 5 TOTALS                                                        -      31,710        -          -            -          -      21,517          7,961    61,189        100          -          61,089        -        -        -        -        -          -      219,836      186,925 TOTAL COST TO DECOMMISSION                                          12,806  122,345    14,617      14,303      31,764    47,434  768,147        174,566 1,185,983    832,440      278,317        75,227    329,380  354,885      751      281    1,330  31,523,610  1,195,450    7,264,663 TOTAL COST TO DECOMMISSION WITH 17.26% CONTINGENCY:                                              $1,185,983  thousands of 2020 dollars TOTAL NRC LICENSE TERMINATION COST IS 70.19% OR:                                                  $832,440  thousands of 2020 dollars SPENT FUEL MANAGEMENT COST IS 23.47% OR:                                                          $278,317  thousands of 2020 dollars NON-NUCLEAR DEMOLITION COST IS 6.34% OR:                                                            $75,227  thousands of 2020 dollars TOTAL LOW-LEVEL RADIOACTIVE WASTE VOLUME BURIED (EXCLUDING GTCC):                                    355,916 Cubic Feet TOTAL GREATER THAN CLASS C RADWASTE VOLUME GENERATED:                                                  1,330 Cubic Feet TOTAL SCRAP METAL REMOVED:                                                                            44,755 Tons TOTAL CRAFT LABOR REQUIREMENTS:                                                                    1,195,450 Man-hours End Notes:
n/a - indicates that this activity not charged as decommissioning expense a - indicates that this activity performed by decommissioning staff 0 - indicates that this value is less than 0.5 but is non-zero A cell containing " - " indicates a zero value TLG Services, LLC
 
Beaver Valley Power Station                      Document E22-1783-001, Rev. 1 Decommissioning Cost Analysis                        Appendix E, Page 1 of 2 APPENDIX E DETAILED COST ANALYSIS ISFSI TLG Services, LLC
 
Beaver Valley Power Station                                                                                                                          Document E22-1783-001, Rev 1 Decommissioning Cost Analysis                                                                                                                                  Appendix E Page 2 of 2 Table E Beaver Valley Power Station ISFSI Decommissioning Cost Estimate (thousands of 2020 dollars)
Burial                    Oversight LLRW Removal      Packaging      Transport                    Other        Total        Volume          Craft        and Disposal Costs          Costs          Costs                      Costs        Costs        Class A      Manhours    Contractor Costs Activity Description                                                                                                                          (cubic feet)                Manhours Decommissioning Contractor Planning (characterization, specs and procedures)                -              -              -            -          370          370            -            -        2,072 Decontamination (activated disposition)                          252            259          1,771        2,745          -        5,026        25,840          2,644          -
License Termination (radiological surveys)                        -              -              -            -        1,665        1,665            -          11,762          -
Subtotal                                                          252            259          1,771        2,745        2,035        7,061        25,840        14,406        2,072 Supporting Costs NRC and NRC Contractor Fees and Costs                            -              -              -            -          506          506              -          -        1,257 Insurance                                                        -              -              -            -            26          26            -            -            -
Property taxes                                                    -              -              -            -          665          665            -            -            -
Plant energy budget                                              -              -              -            -            46          46            -            -            -
Corporate A&G Cost                                                -              -              -            -          126          126            -            -        4,999 Security Staff Cost                                              -              -              -            -          260          260            -            -        3,792 Utility Staff Cost                                                                                                        273          273 Subtotal                                                          -              -              -            -        1,901        1,901            -              -        10,048 Total (w/o contingency)                                          252            259          1,771        2,745        3,936        8,962        25,840        14,406      12,120 Total (w/25% contingency)                                        315            323          2,214        3,431        4,920      11,203            -              -          -
The application of contingency (25%) is consistent with the evaluation criteria referenced by the NRC in NUREG-1757 ("Consolidated Decommissioning Guidance, Financial Assurance, Recordkeeping, and Timeliness," U.S. NRC's Office of Nuclear Material Safety and Safeguards, NUREG-1757, Vol. 3, Rev. 1, February 2012)
TLG Services, LLC
 
Enclosure B L-21-046 Decommissioning Cost Analysis for the Davis-Besse Nuclear Power Station, February 2021 (134 pages follow)
 
Document E22-1784-001, Rev. 0 DECOMMISSIONING COST ANALYSIS for the DAVIS-BESSE NUCLEAR POWER STATION prepared for Energy Harbor Nuclear Generation LLC prepared by TLG Services, LLC Bridgewater, Connecticut February 2021
 
Davis-Besse Nuclear Power Station                    Document E22-1784-001, Rev. 0 Decommissioning Cost Analysis                                      Page ii of xxi APPROVALS Project Manager                      Francis W. Seymore            2/26/2021 Francis W. Seymore            Date Project Engineer                    Mark S Houghton              2/26/2021 Mark S. Houghton              Date Technical Manager                                                  2/26/2021 Lori A. Glander              Date TLG Services, LLC
 
Davis-Besse Nuclear Power Station                                                  Document E22-1784-001, Rev. 0 Decommissioning Cost Analysis                                                                                Page iii of xxi TABLE OF CONTENTS SECTION                                                                                                                PAGE EXECUTIVE
 
==SUMMARY==
................................................................................... vii-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 High Level Radioactive Waste Management ...................................... 1-5 1.3.2 Low-Level Radioactive Waste Disposal ............................................... 1-9 1.3.3 Radiological Criteria for License Termination .................................. 1-10
: 2. DECOMMISSIONING 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 .................................................................... 2-8 2.1.4 ISFSI Operations and Decommissioning ............................................ 2-9 2.2 SAFSTOR ........................................................................................................ 2-10 2.2.1 Period 1 - Preparations ....................................................................... 2-10 2.2.2 Period 2 - Dormancy ............................................................................ 2-11 2.2.3 Periods 3 and 4 - Delayed Decommissioning..................................... 2-12 2.2.4 Period 5 - Site Restoration .................................................................. 2-13
: 3. COST ESTIMATES................................................................................................... 3-1 3.1 Basis of Estimates ............................................................................................ 3-1 3.2 Methodology ...................................................................................................... 3-1 3.3 Financial Components of the Cost Model ....................................................... 3-3 3.3.1 Contingency ........................................................................................... 3-3 3.3.2 Financial Risk ........................................................................................ 3-6 3.4 Site-Specific Considerations............................................................................. 3-7 3.4.1 Spent Fuel Management....................................................................... 3-7 3.4.2 Reactor Vessel and Internal Components ......................................... 3-11 3.4.3 Primary System Components ............................................................. 3-12 3.4.4 Main Turbine and Condenser............................................................. 3-13 3.4.5 Retired Components ............................................................................ 3-13 3.4.6 Transportation Methods ..................................................................... 3-13 3.4.7 Low-Level Radioactive Waste Disposal ............................................. 3-14 3.4.8 Site Conditions Following Decommissioning .................................... 3-15 TLG Services, LLC
 
Davis-Besse Nuclear Power Station                                                  Document E22-1784-001, Rev. 0 Decommissioning Cost Analysis                                                                                Page iv of xxi TABLE OF CONTENTS (continued)
SECTION                                                                                                                PAGE 3.5 Assumptions .................................................................................................... 3-16 3.5.1 Estimating Basis ................................................................................. 3-16 3.5.2 Labor Costs .......................................................................................... 3-17 3.5.3 Design Conditions................................................................................ 3-18 3.5.4 General ................................................................................................. 3-18 3.6 Cost Estimate Summary ............................................................................... 3-21
: 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 Decommissioning Cost Elements ......................................................... xx SAFSTOR Decommissioning Cost Elements ..................................................... xxi 3.1  DECON Alternative, Total Annual Expenditures .......................................... 3-22 3.2  SAFSTOR Alternative, Total Annual Expenditures ....................................... 3-24 5.1  DECON Alternative Waste Summary ............................................................... 5-5 5.2  SAFSTOR Alternative Waste Summary ........................................................... 5-6 6.1  DECON Decommissioning Cost Elements ........................................................ 6-4 6.2  SAFSTOR Alternative Decommissioning Cost Elements ................................. 6-5 TLG Services, LLC
 
Davis-Besse Nuclear Power Station                                            Document E22-1784-001, Rev. 0 Decommissioning Cost Analysis                                                                            Page v of xxi TABLE OF CONTENTS (continued)
SECTION                                                                                                          PAGE FIGURES 3.1  Manpower Levels -DECON Alternative ........................................................... 3-27 3.2  Manpower Levels - SAFSTOR Alternative ...................................................... 3-28 4.1  Activity Schedule -DECON ................................................................................. 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 ............................................................... 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, LLC
 
Davis-Besse Nuclear Power Station                Document E22-1784-001, Rev. 0 Decommissioning Cost Analysis                                    Page vi of xxi REVISION LOG No.          Date      Item Revised      Reason for Revision 0        02/26/2021                          Original Issue TLG Services, LLC
 
Davis-Besse Nuclear Power Station                                Document E22-1784-001, Rev. 0 Decommissioning Cost Analysis                                                      Page vii of xxi EXECUTIVE
 
==SUMMARY==
 
This report presents estimates of the cost to decommission the Davis-Besse Nuclear Power Station (Davis-Besse) for the selected decommissioning scenarios following the scheduled cessation of plant operations. Davis-Besse is owned by Energy Harbor Nuclear Generation LLC and is operated by Energy Harbor Nuclear Corporation (EHNC). The analysis relies upon site-specific, technical information from an evaluation prepared in 2014, [1] and revised in 2020 to reflect a change in the spent fuel scenario, and now updated to reflect current costs and assumptions pertaining to the disposition of the nuclear unit and relevant industry experience in undertaking such projects. The current estimates are designed to provide the EHNC with the information to assess its current decommissioning liability, as it relates to Davis-Besse.
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 an estimate prepared in advance of the detailed engineering required to carry out the decommissioning of the nuclear unit. It may also not reflect the actual plan to decommission Davis-Besse; the plan may differ from the assumptions made in this analysis based on facts that exist at the time of decommissioning.
The primary goal of decommissioning is the removal and disposal of the contaminated systems and structures so that the operating licenses can be terminated. This analysis recognizes that spent fuel will be stored at the site in the wet storage pool and/or in an independent spent fuel storage installation (ISFSI) until such time that it can be transferred to an appropriate disposal facility. Consequently, the estimates include those costs necessary to manage and subsequently decommission these interim storage facilities.
The costs to decommission Davis-Besse for the scenarios evaluated are tabulated at the end of this section. Costs are reported in 2020 dollars and include monies anticipated to be spent for radiological remediation and operating license termination, spent fuel management, and site restoration activities.
1  Decommissioning Cost Analysis (Shutdown After 60 Years of Operation) for the Davis-Besse Nuclear Power Station, Document F07-1698-004, Rev. 0, TLG Services, Inc., December 2015 TLG Services, LLC
 
Davis-Besse Nuclear Power Station                                    Document E22-1784-001, Rev. 0 Decommissioning Cost Analysis                                                      Page viii of xxi A 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 a timeline for each scenario.
Detailed cost reports used to generate the summary tables contained within this document are provided in Appendices C, D, and E.
The cost estimates assume that the shutdown date of the nuclear unit is scheduled and pre-planned (i.e., there is no delay in transitioning the plant and workforce from operations or in obtaining regulatory relief from operating requirements, etc.). The estimates include the continued operation of the spent fuel pool as an interim wet fuel storage facility for approximately five years after the unit ceases operations (The fuel will be removed from the pool within four and one-half years after shutdown).During this time period, it is assumed that the spent fuel residing in the pool will be transferred to an independent spent fuel storage installation (ISFSI) located on the site. The ISFSI will remain operational until the spent fuel is transferred to an appropriate disposal facility.[2]
The cost elements in the estimates for the decommissioning alternatives are assigned to one of three subcategories: U.S. Nuclear Regulatory Commission (NRC)
License Termination (radiological remediation), 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 units operating license, recognizing that there may be some additional cost impact from spent fuel management.
The Spent Fuel Management subcategory contains costs associated with the containerization and transfer of spent fuel from the wet storage pool to an appropriate DOE-provided transport cask or to the ISFSI for interim storage, as well as the transfer of the spent fuel in storage at the ISFSI to a DOE-provided transport cask for disposal at a DOE facility. Costs are included for the operation of the storage pool and the management of the ISFSI until such time that the transfer is complete (spent fuel pool will operate until four and one-half years after shutdown, and the ISFSI until all fuel is transferred to a disposal facility by 2075).
It does not include any spent fuel management expenses incurred prior to the 2  Projected expenditures for spent fuel management identified in the cost analyses do not consider credit for DOEs payment of damages to EHNC for DOEs failure to perform under the terms of the disposal contract between DOE and EHNC. Collection of spent fuel damages from the DOE is expected to provide the majority of funds needed for spent fuel management following shutdown.
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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 purpose of comparison (i.e., 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.
Alternatives and Regulations The Nuclear Regulatory Commission (NRC) provided general decommissioning requirements in a rule adopted on June 27, 1988. [3] In this rule, the NRC set forth technical and financial criteria for decommissioning licensed nuclear 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."[4]
3  U.S. Code of Federal Regulations, Title 10, Parts 30, 40, 50, 51, 70 and 72 "General Requirements for Decommissioning Nuclear Facilities," U.S. Nuclear Regulatory Commission, Federal Register Volume 53, Number 123 (p 24018 et seq.), June 27, 1988 4  Ibid. Page FR24022, Column 3 TLG Services, LLC
 
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Decommissioning is required to be completed within 60 years, although longer time periods will be considered when necessary to protect public health and safety.
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 1997, the Commission directed its staff to re-evaluate this alternative and identify the technical requirements and regulatory actions that would be necessary for entombment to become a viable option. The resulting evaluation provided several recommendations, however, rulemaking has been deferred pending the completion of additional research studies (e.g., on engineered barriers).
In 1996, the NRC published revisions to its 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.[7] The amendments allow for greater public participation and better define the transition process from operations to decommissioning. Regulatory Guide 1.184, issued in October 2013, further described the methods and procedures that are acceptable to the NRC staff for implementing the requirements of the 1996 revised rule 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 amended regulations. The format and content of the estimates are also 5  Ibid.
6  Ibid. Page FR24023, Column 2 7  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 TLG Services, LLC
 
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In 2011, the NRC published amended regulations to improve decommissioning planning and thereby reduce the likelihood that any current operating facility will become a legacy site.[9] The amended regulations require licensees to conduct their operations to minimize the introduction of residual radioactivity into the site, which includes the sites subsurface soil and groundwater. Licensees also may be required to perform site surveys to determine whether residual radioactivity is present in subsurface areas and to keep records of these surveys with records important for decommissioning. The amended regulations require licensees to report additional details in their decommissioning cost estimate as well as requiring additional financial reporting and assurances. These additional details are included in this analysis, including the ISFSI decommissioning estimate (Appendix E).
Decommissioning Scenarios Two decommissioning scenarios were evaluated for the Davis-Besse nuclear unit.
The scenarios selected are representative of alternatives available to the owner and are defined as follows:
: 1. The first scenario (DECON alternative) assumes that the unit is promptly decommissioned at the end of its operating life. Spent fuel is relocated to the ISFSI so as to facilitate decontamination and dismantling activities within the auxiliary building. Spent fuel storage operations continue at the site, independent of decommissioning operations, until the transfer of the fuel to the DOE is complete, assumed for purposes of this study to be in the year 2075. At that time, the ISFSI is decommissioned and the site released for alternative use.
: 2. The unit is placed into safe-storage in the second scenario (SAFSTOR alternative). Decommissioning is deferred beyond the fuel storage period to the maximum extent permitted by the current regulations. Similar to the DECON alternative, the spent fuel is relocated to the ISFSI for interim storage. Spent fuel storage operations continue at the site until the transfer of the fuel to an appropriate disposal facility is complete, assumed to be in the year 2075. The unit remains in protective storage following the removal of spent fuel from the 8  Standard Format and Content of Decommissioning Cost Estimates for Nuclear Power Reactors, Regulatory Guide 1.202, Nuclear Regulatory Commission, February 2005 9  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 TLG Services, LLC
 
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Methodology The methodology used to develop the estimates follows the basic approach originally presented in the cost estimating guidelines [10] developed by the Atomic Industrial Forum (now Nuclear Energy Institute). This reference describes a unit cost factor method for estimating decommissioning activity costs. The unit cost factors used in this analysis incorporate site-specific costs and the latest available information about worker productivity in decommissioning.
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.
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.[11] 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 station.
Contingency funds are expected to be fully expended throughout the program. As such, the inclusion of contingency is necessary to provide assurance that sufficient funding will be available to accomplish the intended tasks.
10  T.S. LaGuardia et al., "Guidelines for Producing Commercial Nuclear Power Plant Decommissioning Cost Estimates," AIF/NESP-036, May 1986 11  Project and Cost Engineers Handbook, Second Edition, American Association of Cost Engineers, Marcel Dekker, Inc., New York, New York, p. 239.
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Davis-Besse Nuclear Power Station                                  Document E22-1784-001, Rev. 0 Decommissioning Cost Analysis                                                        Page xiii of xxi Low-Level Radioactive Waste Disposal The contaminated and activated material generated in the decontamination and dismantling of a commercial nuclear reactor is generally 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 Disposal Act in 1980 and its Amendments of 1985, [12] the states became ultimately responsible for the disposition of low-level radioactive waste generated within their own borders. It was expected that groups of states would combine together to jointly deal with their radioactive wastes; these organizations are referred to as waste disposal compacts.
Few approved facilities for the disposal of LLW are currently available.
Construction of the newest facility, in Texas, is now complete and the facility was declared operational by the operator, Waste Control Specialists (WCS), in November 2011. The facility will be able to accept limited quantities of non-Compact waste; however, at this time the cost for non-Compact generators is being negotiated on an individual basis.
All options and services currently available to EHNC for the disposition of the various waste streams produced by the decommissioning process were considered.
The majority of the low-level radioactive waste designated for direct disposal (Class A [13]) can be sent to EnergySolutions facility in Clive, Utah. Therefore, disposal costs for Class A waste were based upon information provided by Energy Harbor from their ongoing contracts. This facility is not licensed to receive the higher activity portion (Classes B and C) of the decommissioning waste stream.
The Texas facility is licensed to receive the higher activity waste forms (Classes B and C). As such, for this analysis, disposal costs for the Class B and C waste were based upon the preliminary and indicative information on the cost for such from 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, or greater than Class C (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 12  Low-Level Radioactive Waste Policy Amendments Act of 1985, Public Law 99-240, January 15, 1986 13  Waste is classified in accordance with U.S. Code of Federal Regulations, Title 10, Part 61.55 TLG Services, LLC
 
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For purposes of this analysis, the GTCC radioactive waste is assumed to be packaged and disposed of in a similar manner as 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 either stored on site or shipped directly to a disposal facility as it is generated (depending upon the timing of the decommissioning and whether the spent fuel has been removed from the site prior to the start of decommissioning).
A significant portion of the waste material generated during decommissioning may only be potentially contaminated by radioactive materials. This waste can be analyzed on site or shipped off site to licensed facilities for further analysis, processing and/or conditioning/recovery. Reduction in the volume of low-level radioactive waste requiring disposal in a licensed low-level radioactive waste disposal facility can be accomplished through a variety of methods, including analyses and surveys or decontamination to eliminate the portion of waste that does not require disposal as radioactive waste, compaction, incineration or metal melt.
The estimates reflect the savings from waste recovery/volume reduction.
Material removed during decommissioning that is less than the site release criteria will be designated for conventional disposal or reuse / recovery.
High-Level Radioactive Waste Management Congress passed the Nuclear Waste Policy Act[14] (NWPA) in 1982, assigning the federal governments long-standing responsibility for disposal of the spent nuclear fuel created by the commercial nuclear generating plants to the DOE. The NWPA provided that DOE would enter into contracts with utilities in which DOE would promise to take the utilities spent fuel and high-level radioactive waste and utilities would pay the cost of the disposition services for that material. NWPA, along with the individual contracts with the utilities, specified that the DOE was to begin accepting spent fuel by January 31, 1998.
Since the original legislation, the DOE has announced several delays in the program schedule. By January 1998, the DOE had failed to accept any spent fuel or high level waste, as required by the NWPA and utility contracts. Delays continue and, as a result, generators have initiated legal action against the DOE in an attempt to obtain 14  Nuclear Waste Policy Act of 1982 and Amendments, DOEs Office of Civilian Radioactive Management, 1982 TLG Services, LLC
 
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The NRCs review of DOEs license application to construct a geologic repository at Yucca Mountain was suspended in 2011 when the Administration slashed 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) [15] ordering NRC to comply with federal law and restart its review of DOE's Yucca Mountain repository license application to the extent of previously appropriated funding for the review. That review is now complete with the publication of the five-volume safety evaluation report. A supplement to DOEs 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 DOEs 2013 strategy was issued except for the completion of the Yucca Mountain safety evaluation report.
In 2010 the administration appointed a Blue Ribbon Commission on                        Americas Nuclear Future (Blue Ribbon Commission) to make recommendations                        for a new plan for nuclear waste disposal. The Blue Ribbon Commissions charter                  includes a requirement that it consider [o]ptions for safe storage of used nuclear              fuel while final disposition pathways are selected and deployed.[16]
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[17]
[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.[18]
15 United States Court of Appeals for the District Of Columbia Circuit, In Re: Aiken County, et al, August 2013 [Open]
16 Ibid.
17 Blue Ribbon Commission on Americas Nuclear Future, Report to the Secretary of Energy, http://www.brc.gov/, p. 32, January 2012 18 Ibid., p.27 TLG Services, LLC
 
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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 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.[20]
EHNCs current spent fuel management plan for the Davis-Besse spent fuel is based in general upon:
: 1)      Fuel transferred from the pool to the ISFSI within four and one-half years of final shutdown;
: 2)      Fuel will be shipped in the Holtec International dry shielded storage canisters (MPCs), and
: 3)      Availability of a DOE storage repository by 2030. First shipment of fuel from the Davis-Besse site occurs in 2035.
Completion of the Davis-Besse decommissioning process is dependent upon the DOEs ability to remove spent fuel from the site in a timely manner. DOEs repository program assumes that spent fuel allocations will be accepted for disposal from the nations commercial nuclear plants, with limited exceptions, in the order (the queue) in which it was discharged from the reactor.[21] Energy Harbors 19  Strategy for the Management and Disposal of Used Nuclear Fuel and High-Level Radioactive Waste, U.S. DOE, January 11, 2013 20  Ibid., p.2 21  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 TLG Services, LLC
 
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: 2) expectations for spent fuel receipt by the DOE for the Davis-Besse fuel. The DOEs generator allocation/receipt schedules are based upon the oldest fuel receiving the highest priority. Assuming a maximum rate of transfer of 3,000 metric tons of uranium (MTU)/year,[22] the removal of spent fuel from the site is completed by 2075.
Different DOE acceptance schedules result in different completion dates.
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 Secretary of Energy, pursuant to 10 CFR Part 50.54(bb).[23] This requirement is prepared for through inclusion of certain cost elements in the decommissioning estimates, for example, associated with the isolation and continued operation of the spent fuel pool and the ISFSI.
The spent fuel pool is expected to contain freshly discharged assemblies (from the most recent refueling cycles) as well as the final reactor core at shutdown. Over the following four and one-half years, the assemblies are packaged into MPCs for transfer to the ISFSI for interim storage. It is assumed that this period provides the necessary cooling for the final core to meet the storage requirements for decay heat.
An ISFSI, operated under a Part 50 General License (in accordance with 10 CFR 72, Subpart K[24]), has been constructed to support continued plant operations. The facility is assumed to be expanded to support decommissioning. This will allow decommissioning activities to proceed within the auxiliary building.
Holtec International submitted a license application to the NRC on March 30, 2017 for a consolidated interim spent fuel storage facility in southeast New Mexico called 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 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.
22  Acceptance Priority Ranking & Annual Capacity Report, DOE/RW-0567, July 2004 23  U.S. Code of Federal Regulations, Title 10, Part 50, Domestic Licensing of Production and Utilization Facilities, Subpart 54 (bb), Conditions of Licenses 24  U.S. Code of Federal Regulations, Title 10, Part 72, Subpart K, General License for Storage of Spent Fuel at Power Reactor Sites.
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: 72. The application is currently under NRC review.
Waste Control Specialists submitted an application to the NRC on April 28, 2016, to construct and operate a Consolidated Interim Storage Facility (CISF) at its West Texas facility. On April 18, 2017, WCS requested that the NRC temporarily suspend all safety and environmental review activities, as well as public participation activities associated with WCSs license application. In March 2018, WCS and Orano USA, announced their intent to form a joint venture to license the facility. The joint venture has stated that they will request that the NRC resume its review of the original CISF license application.
On May 14, 2019, a bill was introduced in the U.S. House of Representatives, H.R.
2699, the Nuclear Waste Policy Amendments Act of 2019. Proposed to amend the Nuclear Waste Policy Act of 1982, the legislation, if approved by the House and Senate and signed by the President, would provide the DOE the authority to site, construct, and operate one or more Monitored Retrieval Storage (MRS) facilities while a permanent repository is licensed and constructed and/or to enter into an MRS agreement with a non-Federal entity for temporary storage.
EHNC's position is that the DOE has a contractual obligation to accept Davis-Besses 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, including the cost of storing spent fuel in this study is appropriate to ensure the availability of sufficient decommissioning funds at the end of the stations life if the DOE has not met its obligation.
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 deferred.
This estimate assumes that some site features will remain following the decommissioning project. These include the existing electrical switchyard, which is assumed to remain functional in support of the regional electrical distribution system. The existing shoreline, canals and ponds will also be left intact.
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Summary The estimates to decommission Davis-Besse assume the removal of all contaminated and activated plant components and structural materials such that the owner 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 commercial processor for treatment/conditioning or to a controlled disposal facility.
Decommissioning is accomplished within the 60-year period required by current NRC regulations. In the interim, the spent fuel remains in storage at the site until such time that the transfer to an appropriate disposal facility is complete. Once emptied, the storage facility can also be decommissioned.
The alternatives evaluated in this analysis 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, D, and E. The major cost components are also identified in the cost summary provided at the end of this section.
As noted within this document, the estimates were developed and costs are presented in 2020 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 plant or during the decommissioning period.
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Cost Element                                                Total Decontamination                                                14,628 Removal                                                      151,515 Packaging                                                      23,901 Transportation                                                19,705 Waste Disposal                                                86,418 Off-site Waste Processing                                      21,729 Program Management [1]                                      291,301 Security                                                    195,110 Spent Fuel Pool Isolation                                      14,576 Spent Fuel Management [2]                                    142,386 Insurance and Regulatory Fees                                  40,069 Energy                                                          8,084 Characterization and Licensing Surveys                        31,916 Property Taxes                                                33,499 Miscellaneous Equipment                                          7,570 Corporate A&G                                                  24,437 Total [3]                                                1,106,847 Cost Element License Termination                                        667,074 Spent Fuel Management                                      355,908 Site Restoration                                            83,865 Total [3]                                                1,106,847
[1] Includes engineering costs
[2] Excludes program management costs (staffing) but includes costs for spent fuel loading/transfer/spent fuel pool O&M and EP fees
[3] Columns or rows may not add due to rounding TLG Services, LLC
 
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Cost Element                                                Total Decontamination                                                16,475 Removal                                                      156,157 Packaging                                                      16,935 Transportation                                                17,568 Waste Disposal                                                75,649 Off-site Waste Processing                                      24,663 Program Management [1]                                      489,785 Security                                                    239,828 Spent Fuel Pool Isolation                                      14,576 Spent Fuel Management [2]                                    132,180 Insurance and Regulatory Fees                                  63,697 Energy                                                        17,357 Characterization and Licensing Surveys                        32,758 Property Taxes                                                44,972 Miscellaneous Equipment                                        26,763 Corporate A&G                                                  34,581 Total [3]                                                1,403,945 Cost Element License Termination                                      1,007,132 Spent Fuel Management                                      314,894 Site Restoration                                            81,918 Total [3]                                                1,403,945
[1] Includes engineering costs
[2] Excludes program management costs (staffing) but includes costs for spent fuel loading/transfer/spent fuel pool O&M and EP fees
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Davis-Besse Nuclear Power Station                          Document E22-1784-001, Rev. 0 Decommissioning Cost Analysis                                      Section 1, Page 1 of 11
: 1. INTRODUCTION This report presents estimates of the cost to decommission the Davis-Besse Nuclear Power Station (Davis-Besse) for the selected decommissioning scenarios following the scheduled cessation of plant operations. Davis-Besse is owned by Energy Harbor Nuclear Generation LLC and is operated by Energy Harbor Nuclear Corporation (EHNC). The analysis relies upon site-specific, technical information from an evaluation prepared in 2014,[1]* revised in 2020 to reflect changes in the spent fuel scenario and security levels, and now updated to reflect current assumptions pertaining to the disposition of the nuclear unit and relevant industry experience in undertaking such projects. The current estimates are designed to provide the EHNC Corp. with the information to assess its current decommissioning liability, as it relates to Davis-Besse.
The analysis relies upon site-specific, technical information compiled by TLG from information provided by EHNC. The analysis reflects current assumptions pertaining to the disposition of nuclear power plants 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 the nuclear unit. It may also not reflect the actual plan to decommission Davis-Besse; the plan may differ from the assumptions made in this analysis based on facts that exist at the time of decommissioning.
1.1 OBJECTIVES OF STUDY The objectives of this study are to prepare comprehensive estimates of the costs to decommission Davis-Besse, to provide a sequence or schedule for the associated activities, and to develop waste stream projections from the decontamination and dismantling activities.
The original operating license for Davis-Besse was issued on April 22, 1977.
The application for license renewal was approved by the NRC on 8 December 2015, with a new license expiration date of April 22, 2037. For purposes of this analysis, Davis-Besse is assumed to operate for the full sixty years,
* References provided in Section 7 of the document TLG Services, LLC
 
Davis-Besse Nuclear Power Station                        Document E22-1784-001, Rev. 0 Decommissioning Cost Analysis                                    Section 1, Page 2 of 11 1.2 SITE DESCRIPTION The Davis-Besse site is located on the southwestern shore of Lake Erie in Ottawa County, Ohio. The City of Toledo is located approximately 20 miles to the west of the power station. The Bechtel Corporation and its affiliate, the Bechtel Company, provided architectural engineering services for the station design and construction management services for the plant construction.
The Nuclear Steam Supply System (NSSS) consists of a pressurized water reactor and a two-loop Reactor Coolant System (RCS), supplied by the Babcock and Wilcox Company. Following a 1.63% power uprate in 2008, the generating unit has a reference core design of 2,817 MWt (megawatts-thermal). This corresponds to a net design electrical rating of 908 MWe (megawatts-electric) with the reactor at rated power.
The RCS is comprised of the reactor vessel and two heat transfer loops, each containing a vertical once-through steam generator, and two shaft sealed coolant-circulating pumps. In addition, the system includes an electrically heated pressurizer, a pressurizer relief tank, and interconnecting piping. The system is housed within a free-standing, steel-shell containment, which is located within a separate reinforced concrete shield building. The concrete shield building consists of an upright cylinder topped with a hemispherical dome, supported on a reinforced concrete foundation mat that is keyed into sound rock.
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 unit turbine-generator is a General Electric 1800-rpm, M-7 design tandem-compound unit. It consists of a double-flow, high-pressure section, and two double-flow low-pressure sections. The turbine provides the extraction steam for six stages of feedwater heating and two steam generator feed pump turbines. Steam leaving the high-pressure turbine is passed through two moisture separator units (in parallel) where the steam is dried and reheated. The steam then enters the two low-pressure turbines.
The condenser circulating water system is sized to handle the maximum condenser heat loads and consists of a closed system utilizing a hyperbolic natural draft cooling tower and the associated circulating water pumps, piping and valves. Fill and makeup water is taken from Lake Erie through the intake water system and intake structure. There are four circulating water pumps which take their suction from the cooling tower discharge channel, the water is pumped through the condenser and then back to the cooling tower.
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Davis-Besse Nuclear Power Station                        Document E22-1784-001, Rev. 0 Decommissioning Cost Analysis                                    Section 1, Page 3 of 11 1.3 REGULATORY GUIDANCE The Nuclear Regulatory Commission (NRC or Commission) provided initial decommissioning requirements in its rule "General Requirements for Decommissioning Nuclear Facilities," issued in June 1988.[2] 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,[3] 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 plants 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, while the SAFSTOR and ENTOMB alternatives defer the process.
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 ENTOMB alternative has not been viewed as a viable option for power reactors due to the significant time required to isolate the long-lived radionuclides for decay to permissible levels. However, with rulemaking permitting the controlled release of a site,[4] the NRC did re-evaluate the alternative. The resulting feasibility study, based upon an assessment by Pacific Northwest National Laboratory, concluded that the method did have conditional merit for some, if not most reactors. The staff also found that additional rulemaking would be needed before this option could be treated as a generic alternative.
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Davis-Besse Nuclear Power Station                          Document E22-1784-001, Rev. 0 Decommissioning Cost Analysis                                    Section 1, Page 4 of 11 The NRC had considered rulemaking to alter the 60-year time for completing decommissioning and to clarify the use of engineered barriers for reactor entombments.[5] However, the NRCs staff has subsequently recommended that rulemaking be deferred, based upon several factors (e.g., no licensee has committed to pursuing the entombment option, the unresolved issues associated with the disposition of greater-than-Class C material (GTCC), and the NRCs current priorities), at least until after the additional research studies are complete. The Commission concurred with the staffs recommendation.
In 1996, the NRC published revisions to the general requirements for decommissioning nuclear power plants.[6] When the decommissioning regulations were adopted in 1988, it was assumed that the majority of licensees would decommission at the end of the facilitys operating licensed life.
Since that time, several licensees had 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 entitle the licensee to a fee reduction and eliminate the obligation to follow certain requirements needed only during operation of the reactor. Within two years of submitting notice of permanent cessation of operations, the licensee is required to 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 published amended regulations to improve decommissioning planning and thereby reduce the likelihood that any current operating facility will become a legacy site.[7] The amended regulations require licensees to conduct their operations to minimize the introduction of residual radioactivity into the site, which includes the sites subsurface soil and groundwater.
Licensees also may be required to perform site surveys to determine whether residual radioactivity is present in subsurface areas and to keep records of TLG Services, LLC
 
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1.3.1 High-Level Radioactive Waste Management Congress passed the Nuclear Waste Policy Act [8] (NWPA) in 1982, assigning the federal governments long-standing responsibility for disposal of the spent nuclear fuel created by the commercial nuclear generating plants to the DOE. The DOE was to begin accepting spent fuel by January 31, 1998; however, to date no progress in the removal of spent fuel from commercial generating sites has been made.
Today, the country is at an impasse on high-level waste disposal, even with the License Application for a geologic repository submitted by the DOE to the NRC in 2008. The Obama administration cut 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. Towards this goal, the administration appointed a Blue Ribbon Commission on Americas Nuclear Future (Blue Ribbon Commission) to make recommendations for a new plan for nuclear waste disposal. The Blue Ribbon Commissions charter includes a requirement that it consider [o]ptions for safe storage of used nuclear fuel while final disposition pathways are selected and deployed.[9]
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.[10]
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 TLG Services, LLC
 
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With the appropriate authorizations from Congress, the Obama Administration planned to implement a program over the next 10 years that would have:
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 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 NRCs review of DOEs 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) [12] ordering NRC to comply with federal law and restart its review of DOE's Yucca Mountain repository license application to the extent of previously appropriated funding for the review. That review is now complete with the publication of the five-volume safety evaluation report. A supplement to DOEs 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 DOEs 2013 strategy was issued except for the completion of the Yucca Mountain safety evaluation report.
Holtec International submitted a license application to the NRC on March 30, 2017 for a consolidated interim spent fuel storage facility in southeast New Mexico called HI-STORE CIS (Consolidated Interim Storage) under the provisions of 10 CFR Part 72. The application is currently under NRC review.
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On May 14, 2019, a bill was introduced in the U.S. House of Representatives, H.R. 2699, the Nuclear Waste Policy Amendments Act of 2019. Proposed to amend the Nuclear Waste Policy Act of 1982, the legislation, if approved by the House and Senate and signed by the President, would provide the DOE the authority to site, construct, and operate one or more Monitored Retrieval Storage (MRS) facilities while a permanent repository is licensed and constructed and/or to enter into an MRS agreement with a non-Federal entity for temporary storage.
Completion of the decommissioning process is dependent upon the DOEs ability to remove spent fuel from the site in a timely manner.
DOEs repository program had originally assumed that spent fuel allocations would be accepted for disposal from the nations commercial nuclear plants, with limited exceptions, in the order (the queue) in which it was discharged from the reactor.[13] 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 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.
EHNCs current spent fuel management plan for the Davis-Besse spent fuel is based in general upon:
: 1)  Fuel transferred from the pool to the ISFSI within four and one-half years of final shutdown; TLG Services, LLC
 
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: 2)  Fuel will be shipped in the Holtec International dry shielded storage canisters (MPCs), and
: 3)  Availability of a DOE storage repository by 2030. First shipment of fuel from the Davis-Besse site occurs in 2035.
The DOEs generator allocation/receipt schedules are based upon the oldest fuel receiving the highest priority. Assuming a maximum rate of transfer of 3,000 metric tons of uranium (MTU)/year, the removal of spent fuel from the site is completed by 2075. Different DOE acceptance schedules result in different completion dates.
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 Secretary of Energy, pursuant to 10 CFR Part 50.54(bb).[14] This requirement is prepared for through inclusion of certain cost elements in the decommissioning estimates, for example, associated with the isolation and continued operation of the spent fuel pool and the ISFSI.
The spent fuel pool is expected to contain freshly discharged assemblies (from the most recent refueling cycles) as well as the final reactor core at shutdown. Over the following four and one-half years, the assemblies are packaged into dry shielded storage canisters for transfer to the ISFSI for interim storage. It is assumed that this period provides the necessary cooling for the final cores to meet the storage requirements for decay heat.
An ISFSI, operated under a Part 50 General License (in accordance with 10 CFR 72, Subpart K[15]), has been constructed to support continued plant operations. The facility is assumed to be expanded to support decommissioning. This will allow decommissioning activities to proceed within the fuel buildings.
EHNC's position is that the DOE has a contractual obligation to accept Davis-Besses 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, including the cost of storing spent fuel in this study is appropriate to ensure the availability of sufficient decommissioning funds at the end of the stations life if the DOE has not met its obligation.
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With the exception of Texas, no new compact facilities have been successfully sited, licensed, and constructed. The Texas Compact disposal facility is now operational and waste is being accepted from generators within the Compact by the operator, Waste Control Specialists (WCS). The facility is also able to accept limited quantities of non-Compact waste.
Disposition of the various waste streams produced by the decommissioning process considered all options and services currently available to Energy Harbor. The majority of the low-level radioactive waste designated for direct disposal (Class A [18]) can be sent to EnergySolutions facility in Clive, Utah. Therefore, disposal costs for Class A waste were based upon current contract rates. This facility is not licensed to receive the higher activity portion (Classes B and C) of the decommissioning waste stream.
The Texas facility is licensed to receive the higher activity waste forms (Classes B and C). As such, for this analysis, disposal costs for the Class B and C waste were based upon the preliminary and indicative information on the cost for such from WCS.
The dismantling of the components residing closest to the reactor core generates 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 (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.
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For purposes of this analysis, the GTCC radioactive waste is assumed to be packaged and disposed of in a similar manner as 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 either stored on site or shipped directly to a DOE facility as it is generated (depending upon the timing of the decommissioning and whether the spent fuel has been removed from the site prior to the start of decommissioning).
A significant portion of the metallic waste material generated during decommissioning may only be potentially contaminated by radioactive materials. This waste can be surveyed on site or shipped off site to licensed facilities for further analysis, for processing and/or for conditioning/recovery. Reduction in the volume of low-level radioactive waste requiring disposal in a licensed low-level radioactive waste disposal facility can be accomplished through a variety of methods, including analyses and surveys or decontamination to isolate the portion of waste that does not require disposal as radioactive waste, compaction, incineration or metal melt. The estimates reflect the savings from waste recovery/volume reduction.
1.3.3 Radiological Criteria for License Termination In 1997, the NRC published Subpart E, Radiological Criteria for License Termination,[20] 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 Davis-Besse 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 TLG Services, LLC
 
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An additional and separate limit of 4 millirem per year, as defined in 40 CFR Part 141.16, is applied to drinking water.[22]
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)[23] 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.
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: 2. DECOMMISSIONING ALTERNATIVES Detailed cost estimates were developed to decommission Davis-Besse based upon the approved decommissioning alternatives: DECON and SAFSTOR. Although the alternatives differ with respect to technique, process, cost, and schedule, they attain the same result: the ultimate release of the site for unrestricted use.
Two decommissioning scenarios were evaluated for the Davis-Besse nuclear unit.
The scenarios selected are representative of alternatives available to the owner and are defined as follows:
: 1. The first scenario (DECON alternative) assumes that the unit is promptly decommissioned at the end of its operating life. Spent fuel is relocated to the ISFSI so as to facilitate decontamination and dismantling activities within the auxiliary building. Spent fuel storage operations continue at the site, independent of decommissioning operations, until the transfer of the fuel to the DOE is complete, assumed for purposes of this study to be in the year 2075. At that time, the ISFSI is decommissioned and the site released for alternative use.
: 2. The unit is placed into safe-storage in the second scenario (SAFSTOR alternative). Decommissioning is deferred beyond the fuel storage period to the maximum extent permitted by the current regulations. Similar to the DECON alternative, the spent is relocated to the ISFSI for interim storage. Spent fuel storage operations continue at the site until the transfer of the fuel to an appropriate disposal facility is complete, assumed to be in the year 2075. The unit remains in protective storage following the removal of spent fuel from the site. Decommissioning operations commence such that license termination is completed within the required 60-year period.
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 TLG Services, LLC
 
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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 Davis-Besse are also divided into phases or periods; however, 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 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, required prior to or within two years of permanent cessation of operations, provides a description of the licensees 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.
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Davis-Besse Nuclear Power Station                            Document E22-1784-001, Rev. 0 Decommissioning Cost Analysis                                        Section 2, Page 3 of 14 Ninety days following submittal and NRC receipt of the PSDAR, the licensee may begin to perform major decommissioning activities under a modified 10 CFR Part 50.59 procedure (10 CFR Part 50.59 establishes the conditions under which licensees may make changes to the facility or procedures and conduct test or experiments without prior 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 Part
: 61. Major components are further defined as comprising the reactor vessel and internals, large bore reactor coolant system piping, and other large components that are radioactive. The NRC includes the following additional criteria for use of the modified Part 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 licensees 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 Part 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, work packages, and procedures would be assembled to support the proposed decontamination and dismantling activities.
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Davis-Besse Nuclear Power Station                          Document E22-1784-001, Rev. 0 Decommissioning Cost Analysis                                      Section 2, Page 4 of 14 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 pool and fuel handling systems, such that decommissioning operations can commence on the balance of the plant. The pool will remain operational for approximately four and one-half years following the cessation of the units operations before the inventory resident at shutdown can be transferred to the ISFSI.
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.
Perform chemical decontamination of the NSSS to reduce radiation levels in support of removal operations.
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 release of the site from the 10 CFR Part 50 operating license, exclusive of the ISFSI.
Significant decommissioning activities in this phase include:
Construction of temporary facilities and/or modification of existing facilities to support dismantling activities. For example, this will include a centralized processing area to facilitate equipment removal and component preparations for off-site disposal.
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Davis-Besse Nuclear Power Station                          Document E22-1784-001, Rev. 0 Decommissioning Cost Analysis                                      Section 2, Page 5 of 14 Reconfiguration and modification of site structures and facilities as needed to support decommissioning operations.
This will include the upgrading of roads (on- and off-site) to facilitate hauling and transport. Modifications will be required to the containment structure to facilitate access of large/heavy equipment. Modifications will also be required to the refueling area of the reactor building to support the segmentation of the reactor vessel internals and component extraction.
Transfer of the spent fuel from the storage pool to the ISFSI pad for interim storage.
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 for the transportation and disposal of low-level radioactive wastes generated during decommissioning.
Decontamination of components and piping systems as required to control (minimize) worker exposure.
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. Segmentation of the vessel closure head.
Removal and segmentation          of the plenum 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 former and lower grid assembly.
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 TLG Services, LLC
 
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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 surrounding the reactor vessel. 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, segmented into two sections, and shielded caps placed on the segmented ends for transportation. These components can serve as their own burial containers provided all penetrations are properly sealed. Steel shielding will be added, as necessary, to those external areas of the package to meet transportation limits and regulations.
At least two years prior to the anticipated date of license termination, a license termination plan (LTP) is required. Submitted as a supplement to the UFSAR 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 Commission. 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.
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Remediation and removal of the contaminated equipment and material from the auxiliary 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 facilitates surface decontamination and subsequent verification surveys required prior to obtaining release for demolition.
Routing of material removed during decontamination and dismantling to a central processing area. Material certified to be free of contamination is released for unrestricted disposition, as scrap, recycle, or for general disposal. Contaminated material is characterized and segregated for additional off-site processing (disassembly, chemical cleaning, volume reduction, and waste treatment), and/or packaged for controlled disposal at a 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 are developed using the guidance provided in the Multi-Agency Radiation Survey and Site Investigation Manual (MARSSIM).[24] 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 TLG Services, LLC
 
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2.1.3 Period 3 - Site Restoration Following the completion of decommissioning operations, site restoration activities can begin. Efficient removal of the contaminated materials and verification that residual radionuclide concentrations are below the NRC limits may 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 and auxiliary 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 with a work force already mobilized on site is more efficient than if the process is deferred.
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.
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Davis-Besse Nuclear Power Station                          Document E22-1784-001, Rev. 0 Decommissioning Cost Analysis                                      Section 2, Page 9 of 14 2.1.4 ISFSI Operations and Decommissioning For purposes only of this estimate, transfer of spent fuel to a repository or interim facility is assumed to be exclusively from the ISFSI once the fuel pool has been emptied and the fuel handling area of the auxiliary building has been released for decommissioning. The ISFSI will continue to operate under a general license (10 CFR Part 50) following the amendment of the operating license to release the adjacent (power block) property.
Completion of the decommissioning process is dependent upon the ability to remove spent fuel from the site in a timely manner. This analysis assumes that the last of the spent fuel will be removed from the site within approximately thirty-eight years of the shutdown of the unit.
This assumption assumes that spent fuel is off site prior to commencing decommissioning operations in the SAFSTOR alternative. Spent fuel transfer operations from the ISFSI to the DOE are assumed to be completed by 2075.
At the conclusion of the spent fuel transfer process, the ISFSI will be decommissioned. The Commission will terminate the Part 50 license if 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.
The existing dry fuel storage system is a TransNuclear NUHOMS horizontal storage system. The system consists of a dry shielded canister (DSC) and a horizontal storage module (HSM). EHNC recently announced that the Davis-Besse site will be changing to the Holtec HI-STORM FW storage system, consisting of a multi-purpose (storage and transport) canister (MPC), and a concrete shield (overpack). It is assumed that all fuel packaged during decommissioning for storage on the on-site ISFSI will be into HI-STORM FW casks. It is assumed that once the inner canisters containing the spent fuel assemblies have been removed, any required decontamination is performed on the MPCs (some minor neutron activation is assumed), and the license for the facility terminated, the modules can be dismantled using conventional techniques for the demolition of reinforced concrete. The concrete storage pad is then removed and the area regraded.
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Davis-Besse Nuclear Power Station                          Document E22-1784-001, Rev. 0 Decommissioning Cost Analysis                                    Section 2, Page 10 of 14 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 pool 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 are 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 a shorter time period is expected for these activities due to the more limited work scope. 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 plant in safe-storage includes, but is not limited to, the following activities:
Isolation 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.
Transferring the spent fuel from the storage pool to the ISFSI for interim storage, following the minimum required cooling period in the spent fuel pool.
Draining and de-energizing of the non-contaminated systems not required to support continued site operations or maintenance.
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Draining of the reactor vessel, with the internals left in place and the vessel head secured.
Draining      and    de-energizing    non-essential      systems, decontaminating them 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 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 period 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.
Resident 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.
An environmental surveillance program is carried out during the dormancy period to ensure that releases of radioactive material to the environment are prevented or detected and controlled. Appropriate TLG Services, LLC
 
Davis-Besse Nuclear Power Station                          Document E22-1784-001, Rev. 0 Decommissioning Cost Analysis                                      Section 2, Page 12 of 14 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 are maintained throughout the dormancy period. Fire and radiation alarms are also functional.
Consistent with the DECON scenario, the SAFSTOR alternative empties the spent fuel storage pool within four and one-half years of the cessation of operations, with the fuel transferred to the ISFSI. Spent fuel transfer from the ISFSI to an appropriate disposal facility is assumed to be complete by 2075. Once emptied, the ISFSI is secured for storage and decommissioned along with the power block structures in Period 4.
After a period of storage (such that license termination is accomplished within 60 years of final shutdown), it is required that the licensee submit an application to terminate the license, along with a LTP (described in Section 2.1.2), thereby initiating the third phase.
2.2.3 Periods 3 and 4 - Delayed Decommissioning Corresponding to the DECON Periods 1 and 2, Delayed Decommissioning following a SAFSTOR dormancy period is similar to the DECON counterparts, with the following considerations.
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 and the assembly of activity specifications and detailed work 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 TLG Services, LLC
 
Davis-Besse Nuclear Power Station                          Document E22-1784-001, Rev. 0 Decommissioning Cost Analysis                                    Section 2, Page 13 of 14 and this deferred scenario is the absence, in the latter, of any constraint on the dismantling process due to the operation of the spent fuel pool in the DECON option.
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 sixty years of plant operation, no plant process system identified as being contaminated upon final shutdown are assumed to become releasable due to the decay period alone. However, due to the lower activity levels, a greater percentage of the waste volume can be designated for off-site processing and recovery.
The delay in decommissioning also yields lower working area radiation levels. As such, the estimate for this delayed scenario incorporates reduced ALARA controls for the SAFSTOR's lower occupational exposure potential.
Although the initial radiation levels due to 60Co will substantially 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, 59Ni, and 63Ni. Therefore, the dismantling procedures described for the DECON alternative would still be employed during this scenario. Portions of the biological shield 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 the completion of decommissioning operations, site-restoration activities begin. Dismantling, as a continuation of the decommissioning process is a cost-effective option, as described in Section 2.1.3. The basis for the dismantling cost is consistent with that described for DECON, presuming the removal of structures and site TLG Services, LLC
 
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: 3. COST ESTIMATES The cost estimates prepared for decommissioning Davis-Besse consider the unique features of the site, including the nuclear steam supply system, electric power generating systems, structures, and supporting 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 ESTIMATES The analysis relies upon site-specific, technical information from an earlier evaluation prepared in 2014, updated to reflect current assumptions pertaining to the disposition of nuclear power plants and relevant industry experience in undertaking such projects. This information was reviewed for the current analysis and updated as deemed appropriate. The site-specific considerations and assumptions used in the previous evaluations 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,"[25] and the DOE "Decommissioning Handbook."[26] 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. 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.[27]
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 TLG Services, LLC
 
Davis-Besse Nuclear Power Station                          Document E22-1784-001, Rev. 0 Decommissioning Cost Analysis                                    Section 3, Page 2 of 28 detailed development of a typical unit factor. Appendix B provides the values contained within one set of factors developed for this analysis.
Regulatory Guide 1.184 [28] 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 are also consistent with the recommendations of Regulatory Guide 1.202. [29]
The estimates also reflect lessons learned from TLGs 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.
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Davis-Besse Nuclear Power Station                            Document E22-1784-001, Rev. 0 Decommissioning Cost Analysis                                        Section 3, Page 3 of 28 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 labor-hours, or crew-hours, are used in the development of the 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 handing systems and decontamination of the spent fuel pool is also dependent upon the timetable for the transfer of the spent fuel assemblies from the pool 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 FINANCIAL COMPONENTS OF THE COST MODEL TLGs 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, spent fuel management and site restoration.
3.3.1 Contingency 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.
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 TLG Services, LLC
 
Davis-Besse Nuclear Power Station                          Document E22-1784-001, Rev. 0 Decommissioning Cost Analysis                                      Section 3, Page 4 of 28 Association of Cost Engineers Project and Cost Engineers' Handbook[30] 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 a contingency percentage 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.
For example, the most technologically challenging task in decommissioning a commercial nuclear plant is the disposition of the reactor vessels and internal components, now highly radioactive after a lifetime of exposure to core activity. The disposition of these components forms the basis of the critical path (schedule) for decommissioning operations. Cost and schedule are interdependent, and any deviation in schedule has a significant impact on cost for performing a specific activity.
Disposition of the reactor vessel internals involves the underwater cutting of complex components that are highly radioactive. Costs are based upon optimum segmentation, handling, and packaging scenarios.
The schedule is primarily dependent upon the turnaround time for the heavily shielded shipping casks, including preparation, loading, and decontamination of the containers for transport. The number of casks required is a function of the pieces generated in the segmentation activity, a value calculated on optimum performance of the tooling employed in cutting the various subassemblies. The expected optimization, however, may not be achieved, resulting in delays and additional program costs. For this reason, contingency must be included to mitigate the consequences of the expected inefficiencies inherent in this complex activity, along with related concerns associated with the operation of highly specialized tooling, field conditions, and water clarity.
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-TLG Services, LLC
 
Davis-Besse Nuclear Power Station                        Document E22-1784-001, Rev. 0 Decommissioning Cost Analysis                                    Section 3, Page 5 of 28 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 TLGs 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%
Low-Level Radioactive Waste Processing              15%
Reactor Segmentation                                75%
NSSS Component Removal                              25%
Reactor Waste Packaging                            25%
Reactor Waste Transport                            25%
Reactor Vessel Component Disposal                  50%
GTCC Disposal                                      15%
Staffing                                            15%
Spent Fuel Management                              15%
Non-Radioactive Component Removal                  15%
Heavy Equipment and Tooling                        15%
Supplies                                            25%
Engineering                                        15%
Energy                                              15%
Insurance and Fees                                  10%
Characterization and Termination Surveys            30%
Operations and Maintenance Expense                  15%
Construction                                        15%
Property Taxes                                      10%
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 Appendices C and D).
Appendix E, the ISFSI decommissioning calculation, uses a flat 25%
contingency added at the end of the calculation.
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Davis-Besse Nuclear Power Station                          Document E22-1784-001, Rev. 0 Decommissioning Cost Analysis                                      Section 3, Page 6 of 28 3.3.2 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 eliminating 50% to 80% of the site labor force shortly after the cessation of plant operations, added cost for worker separation packages throughout the decommissioning program, national or company-mandated retraining, and retention incentives for key personnel.
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, or the start and rate of acceptance of spent fuel by the Federal government).
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.
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Davis-Besse Nuclear Power Station                          Document E22-1784-001, Rev. 0 Decommissioning Cost Analysis                                      Section 3, Page 7 of 28 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 will be revisited periodically and addressed through repeated revisions or updates of the base estimates.
3.4 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.
3.4.1 Spent Fuel Management The cost to dispose of the spent fuel generated from plant operations is not reflected within the estimates to decommission Davis-Besse.
Ultimate disposition of the spent fuel is within the province of the Federal governments Waste Management System, as defined by the Nuclear Waste Policy Act. The disposal cost was financed by a 1 mill/kWhr surcharge paid into the DOEs 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 Federal government. This requirement is included through certain high-level waste cost elements within the estimates, as described below.
Completion of the decommissioning process is highly dependent upon the ability to remove spent fuel from the site. This analysis assumes that the last of the spent fuel will be removed from the site within approximately thirty-eight years of the final shutdown. This assumes that spent fuel is off site prior to commencing decommissioning operations in the SAFSTOR alternative.
This analysis assumes that the existing ISFSI is modified at the cessation of plant operations to accommodate the fuel present in the storage pool at shutdown.
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Davis-Besse Nuclear Power Station                            Document E22-1784-001, Rev. 0 Decommissioning Cost Analysis                                      Section 3, Page 8 of 28 The DOE's repository program assumes that spent fuel will be accepted for disposal from the nation's commercial nuclear plants in the order (the "queue") in which it was removed from service ("oldest fuel first").[31]
Repository operations were based upon annual industry-wide receipt of 400 Metric Tons Heavy Metal (MTHM) in the first year of operation, a total of 3,800 MTHM in years 2 through 4 and 3,000 MTHM for year 5 and beyond.[32]
An ISFSI has been constructed on site to support continued plant operations. The ISFSI is expected to operate throughout decommissioning, and beyond the conclusion of the remediation phase in the DECON decommissioning scenario, until such time that the transfer of spent fuel to an appropriate disposal facility can be completed. Spent fuel transfer from the ISFSI is assumed to be complete by 2075. The scenario is similar for the SAFSTOR alternative; however, based upon the expected completion date for fuel transfer, the ISFSI will be emptied prior to the commencement of decommissioning operations.
The estimates include the costs to purchase, load, and transfer the dry fuel storage casks from the pool to the ISFSI. Costs are also provided for the final disposition of the ISFSI once the transfer of the fuel from the ISFSI to the DOE is complete.
Operation and maintenance costs for the spent fuel pool and ISFSI are included within the estimates and address the costs for staffing the facility, as well as security, insurance, and licensing fees.
ISFSI The existing dry fuel storage system is a TransNuclear NUHOMS horizontal storage system. The system consists of a dry shielded canister (DSC) and a horizontal storage module (HSM). EHNC recently announced that the Davis-Besse site will be changing to the Holtec HI-STORM FW storage system, consisting of a multi-purpose (storage and transport) canister (MPC), and a concrete shield (overpack), It is assumed that all fuel packaged during decommissioning for storage on the on-site ISFSI will be into HI-STORM FW casks.
The design and capacity of the ISFSI are based upon the Holtec HI-STORM FW system (with a 37-fuel assembly capacity), combined with the existing TN NUHOMS storage modules. The HI-STORM system consists of a multi-purpose (storage and transport) dry shielded storage canister (MPC) and a concrete shield overpack. The DOE is assumed to TLG Services, LLC
 
Davis-Besse Nuclear Power Station                          Document E22-1784-001, Rev. 0 Decommissioning Cost Analysis                                      Section 3, Page 9 of 28 provide the shipping containers for fuel transferred directly from the pool to the DOE at no cost to the owner.
Canister Loading and Transfer An average cost is used for the labor to load/transport the spent fuel from the pool to the ISFSI pad, based upon EHNC experience. For estimating purposes, 50% of this cost is used to estimate the cost to transfer the fuel from the ISFSI to the DOE.
Operations and Maintenance The estimates also include the cost of operating and maintaining the spent fuel pool and the ISFSI, respectively. Pool operations are expected to continue approximately four and one-half years after the cessation of operations of the unit. It is assumed that this time provides the necessary cooling period for the final core to meet applicable transport system requirements for decay heat and/or the dry cask storage vendors system. An additional six months are allocated to allow for the decontamination and draining of the pool following spent fuel removal.
ISFSI operating costs are based upon the previously stated assumptions on fuel transfer expectations.
ISFSI Decommissioning In accordance with the specific requirements of 10 CFR &sect;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 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 MPCs are assumed to be transferred directly to the DOE and not returned to the station. Some of the Holtec overpacks are assumed to have residual radioactivity due to some minor level of neutron-induced activation as a result of the long-term storage of the spent fuel. The cost to dispose of residual radioactivity, and verify that the remaining facility and surrounding environs meet the NRCs radiological limits established for unrestricted use, form the basis of the ISFSI decommissioning estimate.
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Davis-Besse Nuclear Power Station                          Document E22-1784-001, Rev. 0 Decommissioning Cost Analysis                                    Section 3, Page 10 of 28 In addition to the spent fuel casks located on the ISFSI pad after shutdown, there may be additional casks used for Greater-than-Class-C (GTCC) waste storage. The overpacks used to store the GTCC canisters (estimated quantity of four) are not expected to have any interior contamination or residual activation and can be reused or disposed of by conventional means after a final status survey.
The cost of the disposition of this material is included in the estimate.
Appendix E details the costs necessary to survey, decontaminate, and terminate the NRC license on the ISFSI facility. The estimates in Appendices C, D, and E also include the costs for the demolition of the ISFSI facility following NRC license termination (as a Site Restoration expense).
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 (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. [33]
Although the material is not classified as high-level waste, federal regulations under the Act designate that disposal of this material is a federal responsibility under Section 3(b)(1)(D). However, the DOE has not been forthcoming with an acceptance criteria or disposition schedule for this material, and numerous questions remain as to the ultimate disposal cost and waste form requirements.
As such, for purposes of this study, the GTCC has been packaged and disposed of in the same manner as high-level waste, at a cost equivalent to that envisioned for the spent fuel. The number of MPCs required and the packaged volume for GTCC was based upon experience at Maine Yankee (e.g., the constraints on loading as identified in the canisters certificate of compliance), but adjusted for the increased spent fuel capacity of the current MPCs.
It is assumed that the DOE would not accept this waste prior to completing the transfer of spent fuel. Therefore, until such time the TLG Services, LLC
 
Davis-Besse Nuclear Power Station                        Document E22-1784-001, Rev. 0 Decommissioning Cost Analysis                                  Section 3, Page 11 of 28 DOE is ready to accept GTCC waste, it is reasonable to assume that this material would remain in storage at Davis-Besse. GTCC costs have been segregated and included within the "License Termination expenditures in Appendices C and D.
3.4.2 Reactor Vessel and Internal Components The reactor pressure vessel and internal components are segmented and shipped for disposal in shielded, reusable transportation casks.
Segmentation is performed in the refueling canal, where a turntable and remote cutter are 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.
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Davis-Besse Nuclear Power Station                          Document E22-1784-001, Rev. 0 Decommissioning Cost Analysis                                    Section 3, Page 12 of 28 It is not known whether this option will be available when the Davis-Besse plant ceases operation. Future viability of this option will depend upon the ultimate location of the disposal site, as well as the disposal site licensees 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.
3.4.3 Primary System Components In the DECON scenario, 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.
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 reactor 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.
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Davis-Besse Nuclear Power Station                        Document E22-1784-001, Rev. 0 Decommissioning Cost Analysis                                    Section 3, Page 13 of 28 The generators are segmented into two sections on-site, shielded caps placed over the segmented ends, and prepared for transport to the disposal facility.
Disposal costs are based upon the displaced volume and weight of the units. Each component is then loaded onto a rail car for transport to the disposal facility.
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 a shielded van. The reactor coolant pumps and motors are lifted out intact, packaged, and transported for processing and/or disposal.
3.4.4 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. Components are packaged and readied for transport in accordance with the intended disposition.
3.4.5 Retired Components The estimates include the disposition of two retired steam generators and a reactor closure head. They are assumed to be stored on site in a shielded structure; they will be transported and disposed of in a similar fashion to the steam generators as discussed in Section 3.4.3 above.
3.4.6 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.[34] The contaminated material will be packaged in Industrial Packages (IP-1, IP-2, or IP-3, as defined in subpart 173.411) for transport unless demonstrated to qualify as their own shipping containers. The reactor vessel and internal components are expected to be transported in accordance with 10 CFR Part 71, in 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 TLG Services, LLC
 
Davis-Besse Nuclear Power Station                          Document E22-1784-001, Rev. 0 Decommissioning Cost Analysis                                    Section 3, Page 14 of 28 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 Class A radioactive material requiring controlled disposal are based upon the mileage to the EnergySolutions facility in Clive, Utah. Transportation costs for the higher activity Class B and C radioactive material are based upon the mileage to the WCS facility in Andrews County, Texas. The transportation cost for the GTCC material is assumed to be contained within the disposal cost.
Transportation costs for off-site waste processing are based upon the mileage to Oak Ridge, Tennessee. Truck transport costs were developed from published tariffs from Tri-State Motor Transit.[35]
3.4.7 Low-Level Radioactive Waste Disposal To the greatest extent practical, metallic material generated in the decontamination and dismantling processes is processed to reduce the total cost of controlled disposal. Material meeting the regulatory and/or site release criterion, is released as scrap, requiring no further cost consideration. Conditioning (preparing the material to meet the waste acceptance criteria of the disposal site) and recovery of the waste stream is performed off site at a licensed processing center. Any material TLG Services, LLC
 
Davis-Besse Nuclear Power Station                          Document E22-1784-001, Rev. 0 Decommissioning Cost Analysis                                    Section 3, Page 15 of 28 leaving the site that was removed from a contaminated or potentially contaminated area is subject to a survey and release charge, at a minimum.
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, D, and E, 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 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, as well as the special handling requirements of the payload. Packaging efficiencies are lower for the highly activated materials (greater than Class A waste), where high concentrations of gamma-emitting radionuclides limit the capacity of the shipping canisters.
Disposal fees are based upon estimated charges, with surcharges added for the highly activated components, such as those generated in the segmentation of the reactor vessel. The cost to dispose of the lowest level and majority of the material generated from the decontamination and dismantling activities is based upon the current cost for disposal at EnergySolutions facility in Clive, Utah. Disposal costs for the higher activity waste (Class B and C) were based upon preliminary information from WCS for the Andrews County facility.
3.4.8 Site Conditions Following Decommissioning The NRC will amend or 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 NRCs 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 owners own future plans for the site.
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Davis-Besse Nuclear Power Station                          Document E22-1784-001, Rev. 0 Decommissioning Cost Analysis                                      Section 3, Page 16 of 28 Only existing site structures are considered in the dismantling cost. The electrical switchyard remains after Davis-Besse is decommissioned in support of the regional transmission and distribution system. Structures are removed to a nominal depth of three feet below grade. The voids are backfilled with clean debris and capped with soil. The site is then re-graded to conform to the adjacent landscape. Vegetation is established to inhibit erosion. These non-radiological costs are included in the total cost of site restoration.
Costs are included for the demolition of shoreline structures including the intake structure, and the cooling tower pump house. Costs are not included for the general restoration of the riverbank.
Concrete rubble generated from demolition activities is processed and made available as clean fill for the power block foundations. Additional clean fill is brought on site to backfill below grade voids as needed. The excavations will be regraded such that the power block area will have a final contour consistent with adjacent surroundings.
The estimates assume the remediation of contaminated soil in the vicinity of known historical onsite radioactive spills.
3.5 ASSUMPTIONS The following are the major assumptions made in the development of the estimates for decommissioning the site.
3.5.1 Estimating Basis Decommissioning costs are reported in the year of projected expenditure; however, the values are provided in 2020 dollars. Costs are not inflated, escalated, or discounted over the periods of performance.
The plant inventory, the basis for the decontamination and dismantling requirements and cost, and the decommissioning waste streams were taken from the 2014 analysis.
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 TLG Services, LLC
 
Davis-Besse Nuclear Power Station                          Document E22-1784-001, Rev. 0 Decommissioning Cost Analysis                                    Section 3, Page 17 of 28 planning, and in the development of activity specifications and detailed procedures. Changes to worker exposure limits may impact the decommissioning cost and project schedule.
3.5.2 Labor Costs The craft labor required to decontaminate and dismantle the nuclear unit will be acquired through standard site contracting practices. The current cost of labor at the site is used as an estimating basis. Costs for site administration, operations, construction, and maintenance personnel are based upon average salary information provided by EHNC.
EHNC will hire a Decommissioning Operations Contractor (DOC) to manage the decommissioning. The owner will provide site security, radiological health and safety, quality assurance and overall site administration during the decommissioning and demolition phases.
Contract personnel will provide engineering services for preparing the activity specifications, work procedures, activation, and structural analyses under the direction of EHNC.
Personnel costs are based upon average salary information provided by EHNC. Security, while reduced from operating levels, is maintained throughout the decommissioning for access control, material control, and to safeguard the spent fuel.
Security staffing levels have been increased since the prior estimate due to NRC requirements for the design basis threat for each nuclear site in the country. The staffing levels decrease from operating levels after shutdown, but remain elevated until the spent fuel has been placed into dry storage in the ISFSI, or shipped off site to the DOE.
A profile of the staffing level for the decommissioning, including contractors and craft, is provided in Figures 3.1 and 3.2 for the DECON and SAFSTOR scenarios. Utility staffing levels will gradually decrease after completing the removal of physical systems.
Staffing levels and management support will vary based upon the amount and type of decommissioning work. Craft manpower levels decrease after systems removal and structures decontamination and drop substantially during the delay period and the license termination survey period. However, craft staff levels increase again during the site TLG Services, LLC
 
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3.5.3 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, 90Sr, 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.[36] Actual estimates are derived from the curie/gram values contained therein and adjusted for the different mass of the Davis-Besse components, projected operating life, and different periods of decay. Additional short-lived isotopes were derived from NUREG/CR-0130[37] and NUREG/CR-0672,[38] and benchmarked to the long-lived values from NUREG/CR-3474.
It is anticipated that there will be control element assemblies (CEAs) in the spent fuel pool at the cessation of operations, including those CEAs from the final core. This analysis assumes that the CEAs can be disposed of along with the spent fuel at no additional cost (in accordance with Appendix E of the Standard Contract).
Neutron activation of the containment building structure is assumed to be confined to the biological shield adjacent to the reactor vessel.
3.5.4 General Transition Activities Existing warehouses are cleared of non-essential material and remain for use by EHNC and its subcontractors. The plants 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.
Drain and collect acids, caustics, and other chemical stores for recycle and/or sale.
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Scrap and Salvage The existing plant equipment is considered obsolete and suitable for scrap as deadweight quantities only. EHNC 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 is 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.
Asbestos Davis-Besse provided guidance regarding the expected locations of asbestos insulation and building material on site; these estimates include the costs for remediation of this material.
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Replacement power costs are used to calculate the cost of energy consumed during decommissioning for tooling, lighting, ventilation, and essential services.
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.[39] The NRCs financial protection requirements are based on various reactor (and spent fuel) configurations.
EHNC Corporate Overhead A Corporate support overhead cost has been included at a level commensurate with the existing Davis-Besse corporate support costs.
For SAFSTOR, corporate A & G decreases during the dormancy periods and returns to higher levels during active decommissioning periods.
Site Non-Labor Overhead These estimates include costs for site non-labor overhead charges. These costs include telephones, copy machines, computers, IT infrastructure, office supplies, janitorial supplies, training expenses, etc. EHNC provided a site non-labor overhead allowance to address these costs.
Property Taxes Property taxes are included for all decommissioning periods. EHNC provided their 2019 property tax payments, which were escalated to 2020 dollars; these were assumed to continue for the first year following final shutdown. Beginning in the third year of decommissioning, the site incurs a minimum property tax payment of $0.5 million per year; this level is maintained for the balance of the decommissioning program.
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Davis-Besse Nuclear Power Station                        Document E22-1784-001, Rev. 0 Decommissioning Cost Analysis                                  Section 3, Page 21 of 28 NRC Fees These estimates include charges from the NRC to support the Davis-Besse decommissioning program. Charges are included for the yearly licenses held by EHNC for the Part 50 license, as well as engineering support charges by the NRC to review activities at the site. The Part 50 license fee for a reactor in a decommissioning or possession-only status and which has spent fuel onsite is $188 thousand per year. The hourly rate for NRC review is $279.00. The level of effort of NRC participation is commensurate with the decommissioning alternative and schedule.
Emergency Planning Fees These estimates include costs for emergency planning support activities.
There are three separate civil emergency planning organizations assumed to be supporting EHNC during the decommissioning program.
The Federal Emergency Management Agency (FEMA) yearly fees are estimated for the site from shutdown until approximately 12 months after unit shutdown, after which the FEMA fees are assumed to be eliminated.
The Ohio emergency management yearly fees are estimated for the site from shutdown until the end of spent fuel pool operations, after which these state emergency agency fees are also assumed to be eliminated.
The combined Erie, Lucas, Ottawa, and Sandusky counties emergency agency fees are estimated to continue until the spent fuel has been removed from the site, assumed to be in the year 2075.
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.
3.6 COST ESTIMATE
 
==SUMMARY==
 
A schedule of expenditures for each scenario is provided in Tables 3.1 and 3.2.
Decommissioning costs are reported in the year of projected expenditure; however, the values are provided in thousands of 2020 dollars. Costs are not inflated, escalated, or discounted over the period of expenditure. The annual expenditures are based upon the detailed activity costs reported in Appendices C, D and E, along with the schedules discussed in Section 4.
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Davis-Besse Nuclear Power Station                        Document E22-1784-001, Rev. 0 Decommissioning Cost Analysis                                  Section 3, Page 22 of 28 TABLE 3.1 DECON ALTERNATIVE TOTAL ANNUAL EXPENDITURES (thousands, 2020 dollars)
Equipment &
Year      Labor      Materials      Energy      Burial    Other        Total 2037      43,905          8,576      1,008      1,563    18,943        73,996 2038      72,704        28,997      2,166      12,283    34,444      150,594 2039      69,410        41,726      1,377      33,951    16,292      162,756 2040      69,928        29,918      1,199      22,390    13,724      137,158 2041      69,932        22,723      1,087      15,375    12,127      121,244 2042      49,440        11,342        718      8,413      8,268        78,183 2043      37,710          4,867        246          23    3,756        46,601 2044      25,323        10,292        145            0    3,965        39,725 2045      22,373          8,802        124            0    3,758        35,057 2046        5,152            345          0            0    2,579          8,075 2047        5,152            345          0            0    2,579          8,075 2048        5,050              0          0            0    2,586          7,636 2049        5,152            345          0            0    2,579          8,075 2050        5,094            173          0            0    2,579          7,845 2051        5,152            345          0            0    2,579          8,075 2052        5,108            173          0            0    2,586          7,866 2053        5,094            173          0            0    2,579          7,845 2054        5,152            345          0            0    2,579          8,075 2055        5,094            173          0            0    2,579          7,845 2056        5,165            345          0            0    2,586          8,096 2057        5,094            173          0            0    2,579          7,845 2058        5,152            345          0            0    2,579          8,075 2059        5,094            173          0            0    2,579          7,845 2060        5,108            173          0            0    2,586          7,866 2061        5,152            345          0            0    2,579          8,075 2062        5,094            173          0            0    2,579          7,845 2063        5,152            345          0            0    2,579          8,075 2064        5,108            173          0            0    2,586          7,866 2065        5,152            345          0            0    2,579          8,075 2066        5,094            173          0            0    2,579          7,845 TLG Services, LLC
 
Davis-Besse Nuclear Power Station                        Document E22-1784-001, Rev. 0 Decommissioning Cost Analysis                                Section 3, Page 23 of 28 TABLE 3.1 (continued)
DECON ALTERNATIVE TOTAL ANNUAL EXPENDITURES (thousands, 2020 dollars)
Equipment &
Year      Labor      Materials      Energy      Burial    Other        Total 2067        5,152            345          0          0    2,579          8,075 2068        5,108            173          0          0    2,586          7,866 2069        5,094            173          0          0    2,579          7,845 2070        5,152            345          0          0    2,579          8,075 2071        5,094            173          0          0    2,579          7,845 2072        5,165            345          0          0    2,586          8,096 2073        5,094            173          0          0    2,579          7,845 2074        5,152            345          0          0    2,579          8,075 2075        5,152          1,345          0          0    13,364        19,860 2076        2,795          1,072          15      1,943    5,199        11,024 Total    617,246        176,904      8,084      95,941  208,671      1,106,847 TLG Services, LLC
 
Davis-Besse Nuclear Power Station                        Document E22-1784-001, Rev. 0 Decommissioning Cost Analysis                                  Section 3, Page 24 of 28 TABLE 3.2 SAFSTOR ALTERNATIVE TOTAL ANNUAL EXPENDITURES (thousands, 2020 dollars)
Equipment &
Year      Labor      Materials      Energy      Burial    Other        Total 2037      34,816          7,896      1,008        795    18,612        63,127 2038      47,836        18,331      1,227      2,695    32,721      102,810 2039      24,405        12,344        290        238      6,980        44,256 2040      24,472        12,378        291        238      7,000        44,378 2041      24,405        12,344        290        238      6,980        44,256 2042      13,763          4,020        189          78    3,856        21,907 2043        9,285            900        145            8    2,491        12,830 2044        9,310            901        145            9    2,498        12,863 2045        9,113            383        145            8    2,491        12,140 2046        9,228            728        145            8    2,491        12,600 2047        9,228            728        145            8    2,491        12,600 2048        9,138            384        145            9    2,498        12,173 2049        9,228            728        145            8    2,491        12,600 2050        9,170            555        145            8    2,491        12,370 2051        9,228            728        145            8    2,491        12,600 2052        9,195            556        145            9    2,498        12,403 2053        9,170            555        145            8    2,491        12,370 2054        9,228            728        145            8    2,491        12,600 2055        9,170            555        145            8    2,491        12,370 2056        9,253            729        145            9    2,498        12,633 2057        9,170            555        145            8    2,491        12,370 2058        9,228            728        145            8    2,491        12,600 2059        9,170            555        145            8    2,491        12,370 2060        9,195            556        145            9    2,498        12,403 2061        9,228            728        145            8    2,491        12,600 2062        9,170            555        145            8    2,491        12,370 2063        9,228            728        145            8    2,491        12,600 2064        9,195            556        145            9    2,498        12,403 2065        9,228            728        145            8    2,491        12,600 2066        9,170            555        145            8    2,491        12,370 TLG Services, LLC
 
Davis-Besse Nuclear Power Station                        Document E22-1784-001, Rev. 0 Decommissioning Cost Analysis                                  Section 3, Page 25 of 28 TABLE 3.2 (continued)
SAFSTOR ALTERNATIVE TOTAL ANNUAL EXPENDITURES (thousands, 2020 dollars)
Equipment &
Year      Labor      Materials      Energy      Burial    Other        Total 2067        9,228            728        145            8    2,491        12,600 2068        9,195            556        145            9    2,498        12,403 2069        9,170            555        145            8    2,491        12,370 2070        9,228            728        145            8    2,491        12,600 2071        9,170            555        145            8    2,491        12,370 2072        9,253            729        145            9    2,498        12,633 2073        9,170            555        145            8    2,491        12,370 2074        9,228            728        145            8    2,491        12,600 2075        9,228            728        145            8    2,491        12,600 2076        3,750            362        145            7    1,375          5,639 2077        3,740            361        145            7    1,371          5,624 2078        3,740            361        145            7    1,371          5,624 2079        3,740            361        145            7    1,371          5,624 2080        3,750            362        145            7    1,375          5,639 2081        3,740            361        145            7    1,371          5,624 2082        3,740            361        145            7    1,371          5,624 2083        3,740            361        145            7    1,371          5,624 2084        3,750            362        145            7    1,375          5,639 2085        3,740            361        145            7    1,371          5,624 2086        3,740            361        145            7    1,371          5,624 2087        3,740            361        145            7    1,371          5,624 2088        3,750            362        145            7    1,375          5,639 2089        3,740            361        145            7    1,371          5,624 2090        3,740            361        145            7    1,371          5,624 2091      26,259          1,516        952          25    2,243        30,995 2092      51,429        11,917      1,445      5,948      5,701        76,440 2093      54,491        34,654      1,377      41,812    22,812      155,146 2094      51,219        12,321      1,107      15,133    11,327        91,107 2095      50,978        10,679      1,087      13,171    10,483        86,398 2096      44,711          6,826        734      7,340      6,714        66,325 TLG Services, LLC
 
Davis-Besse Nuclear Power Station                        Document E22-1784-001, Rev. 0 Decommissioning Cost Analysis                                  Section 3, Page 26 of 28 TABLE 3.2 (continued)
SAFSTOR ALTERNATIVE TOTAL ANNUAL EXPENDITURES (thousands, 2020 dollars)
Equipment &
Year      Labor      Materials      Energy      Burial    Other        Total 2097      24,305          7,776        189          10      1,883        34,164 2098      18,918        10,307        145          0      1,841        31,211 2099        8,863          4,829        68          0        862        14,622 Total    860,806        194,816      17,357      88,107    242,858    1,403,945 TLG Services, LLC
 
Davis-Besse Nuclear Power Station              Document E22-1784-001, Rev. 0 Decommissioning Cost Analysis                        Section 3, Page 27 of 28 FIGURE 3.1 DAVIS-BESSE MANPOWER LEVELS DECON ALTERNATIVE TLG Services, LLC
 
Davis-Besse Nuclear Power Station                Document E22-1784-001, Rev. 0 Decommissioning Cost Analysis                        Section 3, Page 28 of 28 FIGURE 3.2 DAVIS-BESSE MANPOWER LEVELS SAFSTOR ALTERNATIVE TLG Services, LLC
 
Davis-Besse Nuclear Power Station                            Document E22-1784-001, Rev. 0 Decommissioning Cost Analysis                                        Section 4, Page 1 of 6
: 4. SCHEDULE ESTIMATE The schedules for the decommissioning scenarios considered in this analysis 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 described in Section 3.4.1.
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 pool within four and one-half years of shutdown. 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.[40]
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 handling area of the auxiliary building is isolated until such time that all spent fuel has been discharged from the spent fuel pool to an appropriate disposal facility or to the ISFSI. Decontamination and dismantling of the storage pool are initiated once the transfer of spent fuel is complete (DECON option).
All work (except vessel and internals removal) is performed during an 8-hour workday, 5 days per week, with no overtime.
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.
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Davis-Besse Nuclear Power Station                          Document E22-1784-001, Rev. 0 Decommissioning Cost Analysis                                        Section 4, Page 2 of 6 For plant systems removal, the systems with the longest removal durations in areas on the critical path are considered to determine the duration of the activity.
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 auxiliary building for final decontamination.
Project timelines are provided in Figures 4.2 and 4.3, with milestone dates based on the anticipated shutdown dates. The fuel pool is emptied approximately four and one-half years after shutdown, while ISFSI operations continue until all spent fuel has been transferred to an appropriate disposal facility. Deferred decommissioning in the SAFSTOR scenarios are assumed to commence so that the operating license is terminated within a 60-year period from the cessation of plant operations.
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Davis-Besse Nuclear Power Station              Document E22-1784-001, Rev. 0 Decommissioning Cost Analysis                        Section 4, Page 3 of 6 FIGURE 4.1 ACTIVITY SCHEDULE -DECON TLG Services, LLC
 
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: 1. Red scheduling bars indicate critical path activities
: 2. Blue scheduling bars associated with major decommissioning periods, e.g., Period 1a, indicate overall duration of that period
: 3. Diamond symbols indicate major milestones TLG Services, LLC
 
Davis-Besse Nuclear Power Station                Document E22-1784-001, Rev. 0 Decommissioning Cost Analysis                          Section 4, Page 5 of 6 FIGURE 4.2 DECOMMISSIONING TIMELINE DECON (not to scale)
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Davis-Besse Nuclear Power Station                Document E22-1784-001, Rev. 0 Decommissioning Cost Analysis                          Section 4, Page 6 of 6 FIGURE 4.3 DECOMMISSIONING TIMELINE SAFSTOR (not to scale)
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Davis-Besse Nuclear Power Station                          Document E22-1784-001, 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,[41] 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 Part 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 D and E 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 containers.
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.
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Davis-Besse Nuclear Power Station                        Document E22-1784-001, Rev. 0 Decommissioning Cost Analysis                                      Section 5, Page 2 of 6 The waste material produced in the decontamination and dismantling of the nuclear plant is primarily generated during Period 2 of DECON and Period 4 of SAFSTOR. Material that is considered potentially contaminated when removed from the radiological controlled area is sent to processing facilities in Tennessee for conditioning. Heavily contaminated components and activated materials are routed for controlled disposal. The disposal volumes reported in the tables reflect the savings resulting from reprocessing and recycling.
For purposes of constructing the estimates, the current cost for disposal at EnergySolutions facility in Clive, Utah was used for a majority of the radioactive waste produced from the decommissioning activities. A common rate was used for containerized waste and large components. Demolition debris including miscellaneous steel, scaffolding, and concrete was disposed of at a bulk rate. The decommissioning waste stream also included resins and dry active waste.
Since EnergySolutions is not currently able to receive the more highly radioactive components generated in the decontamination and dismantling of the reactor, disposal costs for the Class B and C material were based upon preliminary information from WCS on the cost at the Andrews County, Texas facility.
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Davis-Besse Nuclear Power Station            Document E22-1784-001, Rev. 0 Decommissioning Cost Analysis                        Section 5, Page 3 of 6 FIGURE 5.1 RADIOACTIVE WASTE DISPOSITION TLG Services, LLC
 
Davis-Besse Nuclear Power Station                          Document E22-1784-001, Rev. 0 Decommissioning Cost Analysis                                        Section 5, Page 4 of 6 FIGURE 5.2 DECOMMISSIONING WASTE DESTINATIONS RADIOLOGICAL DavisBesse Nuclear Power Station EnergySolutions Clive, UT Duratek Oak Ridge, TN Waste Control Specialists Andrews County, TX The figure indicates the destinations for the low-level radioactive waste designated for direct disposal (Clive, Utah) and processing/recovery (Oak Ridge, Tennessee).
Disposition of the Class B and C low-level radioactive waste will be at the Waste Control Specialists site in Andrews County, Texas.
Disposal options (and destinations) for GTCC are still being evaluated.
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==SUMMARY==
 
Waste Volume          Weight Waste                  Cost Basis      Class [1]  (cubic feet)        (pounds)
Low-Level Radioactive          EnergySolutions A            113,297        8,177,884 Waste (near-surface            Containerized disposal)                      EnergySolutions A            155,173        7,965,814 Bulk WCS              B                1,644          191,219 WCS              C                  449          68,316 Greater than Class C              Spent Fuel GTCC              1,773          353,027 (geologic repository)            Equivalent Total [2]                                                          272,336      16,756,261 Processed/Conditioned              Recycling A            205,468        8,965,622 (off-site recycling center)        Vendors Scrap Metal                                                                      79,698,000
[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, LLC
 
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==SUMMARY==
 
Waste Volume          Weight Waste                  Cost Basis      Class [1]  (cubic feet)        (pounds)
Low-Level Radioactive          EnergySolutions A            100,016        6,959,744 Waste (near-surface            Containerized disposal)                      EnergySolutions A            153,128        7,709,427 Bulk WCS              B                  626          62,800 WCS              C                  449          68,316 Greater than Class C              Spent Fuel GTCC              1,773          353,027 (geologic repository)            Equivalent Total [2]                                                          255,993      15,153,315 Processed/Conditioned              Recycling A            227,439        9,886,772 (off-site recycling center)        Vendors Scrap Metal                                                                      79,698,000
[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, LLC
 
Davis-Besse Nuclear Power Station                          Document E22-1784-001, Rev. 0 Decommissioning Cost Analysis                                      Section 6, Page 1 of 5
: 6. RESULTS The analysis to estimate the costs to decommission Davis-Besse relied upon the site-specific, technical information provided by EHNC. While not an engineering study, the estimates provide the owner 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 spent fuel pool for a minimum of four and one-half years following the cessation of operations for continued cooling of the assemblies.
The cost projected to promptly decommission the station (DECON), dismantle the structures, and manage the spent fuel is shown in Table 6.1. The majority of the cost (approximately 60.3%) is associated with the physical decontamination and dismantling of the nuclear plant so that the operating licenses can be terminated.
Another 32.2% is associated with the management, interim storage, and eventual transfer of the spent fuel. The remaining 7.6% is for the demolition of the designated structures and limited restoration of the site.
The cost projected for deferred decommissioning (SAFSTOR) is shown in Table 6.2.
The majority of this cost (approximately 71.7%) 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 22.4% is associated with the management, interim storage, and eventual transfer of the spent fuel. The remaining 5.8% 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. This analysis assumes that EHNC will oversee the decommissioning program using a DOC to manage the decommissioning labor force and the associated subcontractors.
The size and composition of the management organization varies with the decommissioning phase and associated site activities. However, once the operating license is amended or terminated, the staff is substantially reduced for the TLG Services, LLC
 
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As described in this report, the spent fuel pool will remain operational for a minimum of four and one-half years following the cessation of operations. The pool will be isolated and an independent spent fuel island created. This will allow decommissioning operations to proceed in and around the pool area. Over the four 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 majority of the low-level radioactive material requiring controlled disposal is at the EnergySolutions 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.
A significant portion of the metallic waste is designated for additional processing and treatment at an off-site facility. Processing reduces the volume of material requiring controlled disposal through such techniques and processes as survey and sorting, decontamination, and volume reduction. The material that cannot be unconditionally released is packaged for controlled disposal at one of the currently operating facilities. The cost identified in the summary tables for processing is all-inclusive, incorporating the ultimate disposition of the material.
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. The methods employed in decontamination and dismantling are generally destructive and indiscriminate in inflicting collateral damage. 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 licenses.
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 general expense, i.e., 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.
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Davis-Besse Nuclear Power Station                        Document E22-1784-001, Rev. 0 Decommissioning Cost Analysis                                    Section 6, Page 3 of 5 Decontamination is used to reduce the plants radiation fields and minimize worker exposure. Slightly contaminated material or material located within a contaminated area is sent to an off-site processing center; this analysis does not assume that contaminated plant components and equipment can be decontaminated for uncontrolled release in-situ. Centralized processing centers have proven to be a more economical means of handling the large volumes of material produced in the dismantling of a nuclear plant.
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.
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Davis-Besse Nuclear Power Station                                  Document E22-1784-001, Rev. 0 Decommissioning Cost Analysis                                                  Section 6, Page 4 of 5 TABLE 6.1 DECON ALTERNATIVE DECOMMISSIONING COST ELEMENTS (thousands of 2020 dollars)
Cost Element                                            Total          Percentage Decontamination                                          14,628                1.3 Removal                                                  151,515              13.7 Packaging                                                23,901                2.2 Transportation                                            19,705                1.8 Waste Disposal                                            86,418                7.8 Off-site Waste Processing                                21,729                2.0 Program Management [1]                                  291,301              26.3 Security                                                195,110              17.6 Spent Fuel Pool Isolation                                14,576                1.3 Spent Fuel Management [2]                                142,386              12.9 Insurance and Regulatory Fees                            40,069                3.6 Energy                                                    8,084                0.7 Characterization and Licensing Surveys                    31,916                2.9 Property Taxes                                            33,499                3.0 Miscellaneous Equipment                                    7,570                0.7 Corporate A&G                                            24,437                2.2 Total [3]                                              1,106,847              100.0 Cost Element                                            Total          Percentage License Termination                                      667,074              60.3 Spent Fuel Management                                    355,908              32.2 Site Restoration                                          83,865                7.6 Total [3]                                              1,106,847              100.0
[1] Includes engineering costs
[2] Excludes program management costs (staffing) but includes costs for spent fuel loading/transfer costs/spent fuel pool O&M and EP fees
[3] Columns may not add due to rounding TLG Services, LLC
 
Davis-Besse Nuclear Power Station                                  Document E22-1784-001, Rev. 0 Decommissioning Cost Analysis                                                  Section 6, Page 5 of 5 TABLE 6.2 SAFSTOR ALTERNATIVE DECOMMISSIONING COST ELEMENTS (thousands of 2020 dollars)
Cost Element                                            Total          Percentage Decontamination                                          16,475                1.2 Removal                                                  156,157              11.1 Packaging                                                16,935                1.2 Transportation                                            17,568                1.3 Waste Disposal                                            75,649                5.4 Off-site Waste Processing                                24,663                1.8 Program Management [1]                                  489,785              34.9 Security                                                239,828              17.1 Spent Fuel Pool Isolation                                14,576                1.0 Spent Fuel Management [2]                                132,180                9.4 Insurance and Regulatory Fees                            63,697                4.5 Energy                                                    17,357                1.2 Characterization and Licensing Surveys                    32,758                2.3 Property Taxes                                            44,972                3.2 Miscellaneous Equipment                                  26,763                1.9 Corporate A&G                                            34,581                2.5 Total [3]                                              1,403,945              100.0 Cost Element                                            Total          Percentage License Termination                                    1,007,132              71.7 Spent Fuel Management                                    314,894              22.4 Site Restoration                                          81,918                5.8 Total [3]                                              1,403,945            100.0
[1] Includes engineering costs
[2] Excludes program management costs (staffing) but includes costs for spent fuel loading/transfer costs/spent fuel pool O&M and EP fees
[3] Columns may not add due to rounding TLG Services, LLC
 
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: 7. REFERENCES
: 1. Decommissioning Cost Analysis (Shutdown After 60 Years of Operation) for the Davis-Besse Nuclear Power Station, Document F07-1698-004, Rev. 0, TLG Services, Inc., December 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. U.S. Code of Federal Regulations, Title 10, Part 20, Subpart E, Radiological Criteria for License Termination [Open]
: 5. U.S. Code of Federal Regulations, Title 10, Parts 20 and 50, Entombment Options for Power Reactors, Advance Notice of Proposed Rulemaking, 66 Fed. Reg. 52551, October 16, 2001 [Open]
: 6. 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]
: 7. 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]
: 8. Nuclear Waste Policy Act of 1982, 42 U.S. Code 10101, et seq. [Open]
: 9. Charter of the Blue Ribbon Commission on Americas Nuclear Future, Objectives and Scope of Activities, 2010 [Open]
: 10. Blue Ribbon Commission on Americas Nuclear Future, Report to the Secretary of Energy, p. 27, 32, January 2012 [Open]
: 11. Strategy for the Management and Disposal of Used Nuclear Fuel and High-Level Radioactive Waste, U.S. DOE, January 11, 2013 [Open]
: 12. United States Court of Appeals for the District of Columbia Circuit, In Re: Aiken County, et al., August 2013 [Open]
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: 7. REFERENCES (continued)
: 13. U.S. Code of Federal Regulations, Title 10, Part 961.11, Article IV -
Responsibilities of the Parties, B. DOE Responsibilities, 5.(a)  DOE shall issue an annual acceptance priority ranking for receipt of SNF and or HLW as calculated from the date of discharge of such materials for the civilian nuclear power reactor. The oldest fuel or waste will have the highest priority for acceptance [Open]
: 14. U.S. Code of Federal Regulations, Title 10, Part 50, Domestic Licensing of Production and Utilization Facilities, Subpart 54 (bb), Conditions of Licenses
[Open]
: 15. U.S. Code of Federal Regulations, Title 10, Part 72.40 Subpart K, General License for Storage of Spent Fuel at Power Reactor Sites [Open]
: 16. Low-Level Radioactive Waste Policy Act, Public Law 96-573, 1980 [Open]
: 17. Low-Level Radioactive Waste Policy Amendments Act of 1985, Public Law 99-240, January 15, 1986 [Open]
: 18. U.S. Code of Federal Regulations, Title 10, Part 61, Licensing Requirements for Land Disposal of Radioactive Waste [Open]
: 19. Final Environmental Impact Statement for the Disposal of Greater-Than-Class C (GTCC) Low-Level Radioactive Waste and GTCC-Like Waste (DOE/EIS-0375),
January 2016 [Open]
: 20. 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]
: 21. Establishment of Cleanup Levels for CERCLA Sites with Radioactive Contamination, EPA Memorandum OSWER No. 9200.4-18, August 22, 1997
[Open]
: 22. Maximum contaminant levels for radionuclides, U.S. Code of Federal Regulations, Title 40, Part 141.66, [Open]
: 23. 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 [Open]
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: 7. REFERENCES (continued)
: 24. Multi-Agency Radiation Survey and Site Investigation Manual (MARSSIM),
NUREG/CR-1575, Rev. 1, EPA 402-R-97-016, Rev. 1, August 2000 [Open]
: 25. T.S. LaGuardia et al., "Guidelines for Producing Commercial Nuclear Power Plant Decommissioning Cost Estimates," AIF/NESP-036, May 1986 [Open]
: 26. W.J. Manion and T.S. LaGuardia, "Decommissioning Handbook," U.S.
Department of Energy, DOE/EV/10128-1, November 1980 [Open]
: 27. "Building Construction Cost Data 2020," RSMeans (From the Gordian Group),
Rockland, Massachusetts [Open]
: 28. Decommissioning of Nuclear Power Reactors, Regulatory Guide 1.184, Nuclear Regulatory Commission, October 2013 [Open]
: 29. Standard Format and Content of Decommissioning Cost Estimates for Nuclear Power Reactors, Regulatory Guide 1.202, Nuclear Regulatory Commission, February 2005 [Open]
: 30. Project and Cost Engineers Handbook, Second Edition, p. 239, American Association of Cost Engineers, Marcel Dekker, Inc., New York, New York, 1984
[Open]
: 31. DOE/RW-0351, Civilian Radioactive Waste Management System                Waste Acceptance System Requirements Document,, Revision 5, May 31, 2007
: 32. Civilian Radioactive Waste Management System Requirements Document, DOE/RW-0406, Revision 8, September 2007 [Open]
: 33. "Strategy for Management and Disposal of Greater-Than-Class C Low-Level Radioactive Waste, Federal Register Volume 60, Number 48 (p 13424 et seq.),
March 1995 [Open]
: 34. U.S. Department of Transportation, Title 49 of the Code of Federal Regulations, "Transportation," Parts 173 through 178 [Open]
: 35. Tri-State Motor Transit Company, Radioactive Materials Tariffs, TSMT 7000, January 2020. [Open]
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: 7. REFERENCES (continued)
: 36. 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]
: 37. 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] [Open Appendices]
: 38. 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 Report] [Open Appendices]
: 39. SECY-00-0145, Integrated Rulemaking Plan for Nuclear Power Plant Decommissioning, June 2000."Microsoft Project Professional 2010," Microsoft Corporation, Redmond, WA [Open]
: 40. "Microsoft Project Professional 2016," Microsoft Corporation, Redmond, WA
: 41. Atomic Energy Act of 1954, (68 Stat. 919) [Open]
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Davis-Besse Nuclear Power Station            Document E22-1784-001, Rev. 0 Decommissioning Cost Analysis                      Appendix A, Page 1 of 4 APPENDIX A UNIT COST FACTOR DEVELOPMENT TLG Services, LLC
 
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: 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 (37.1% 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, LLC
 
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: 3.      LABOR REQUIRED Duration          Rate Crew                                        Number              (hours)          ($/hr)              Cost Laborers                                        3.00              11.217            $49.02          $1,649.57 Craftsmen                                      2.00              11.217            $67.93          $1,523.94 Foreman                                        1.00              11.217            $72.85            $817.16 General Foreman                                0.25              11.217            $75.79            $212.53 Fire Watch                                      0.05              11.217            $49.02              $27.49 Health Physics Technician                      1.00              11.217            $74.75            $838.47 Total Labor Cost                                                                                    $5,069.16
: 4.      EQUIPMENT & CONSUMABLES COSTS Equipment Costs                                                                                            none Consumables/Materials Costs
  -Universal Sorbent 50 @ $0.66 sq. ft. {1}                                                              $33.00
  -Tarpaulins (7.5 mils, oil resistant, fire retardant) 50 @ $0.50/sq. ft. {2}                          $25.00
  -Gas torch consumables 1 @ $21.84/hr. x 1 hr. {3}                                                      $21.84 Subtotal cost of equipment and materials                                                                $79.84 Overhead & profit on equipment and materials @ 17.00 %                                                  $13.57 Total costs, equipment & material                                                                        $93.41 TOTAL COST:
Removal of contaminated heat exchanger <3000 pounds:                                            $5,162.57 Total labor cost:                                                                                    $5,069.16 Total equipment/material costs:                                                                          $93.41 Total craft labor man-hours required per unit:                                                            81.884 TLG Services, LLC
 
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: 5. NOTES AND REFERENCES Work difficulty factors were developed in conjunction with the Atomic Industrial Forums (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,"
AIF/NESP-036, May 1986.
References for equipment & consumables costs:
: 1. www.mcmaster.com online catalog, McMaster Carr Spill Control (7193T88)
: 2. R.S. Means (2020) Division 01 56, Section 13.60-0600, page 23
: 3. R.S. Means (2020) Division 01 54 33, Section 40-6360, page 736 Material and consumable costs were adjusted using the regional indices for Toledo, Ohio.
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Davis-Besse Nuclear Power Station                                                Document E22-1784-001, 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                                                      0.55 Removal of clean pipe 0.25 to 2 inches diameter, $/linear foot                                                      5.85 Removal of clean pipe >2 to 4 inches diameter, $/linear foot                                                        8.43 Removal of clean pipe >4 to 8 inches diameter, $/linear foot                                                      16.61 Removal of clean pipe >8 to 14 inches diameter, $/linear foot                                                    31.81 Removal of clean pipe >14 to 20 inches diameter, $/linear foot                                                    41.46 Removal of clean pipe >20 to 36 inches diameter, $/linear foot                                                    60.97 Removal of clean pipe >36 inches diameter, $/linear foot                                                          72.40 Removal of clean valve >2 to 4 inches                                                                          110.31 Removal of clean valve >4 to 8 inches                                                                          166.10 Removal of clean valve >8 to 14 inches                                                                          318.13 Removal of clean valve >14 to 20 inches                                                                        414.56 Removal of clean valve >20 to 36 inches                                                                        609.72 Removal of clean valve >36 inches                                                                              724.01 Removal of clean pipe hanger for small bore piping                                                                38.62 Removal of clean pipe hanger for large bore piping                                                              134.12 Removal of clean pump, <300 pound                                                                              282.21 Removal of clean pump, 300-1000 pound                                                                          783.92 Removal of clean pump, 1000-10,000 pound                                                                      3,080.67 Removal of clean pump, >10,000 pound                                                                          5,965.08 Removal of clean pump motor, 300-1000 pound                                                                    326.53 Removal of clean pump motor, 1000-10,000 pound                                                                1,278.33 Removal of clean pump motor, >10,000 pound                                                                    2,876.25 Removal of clean heat exchanger <3000 pound                                                                  1,659.82 Removal of clean heat exchanger >3000 pound                                                                  4,188.07 Removal of clean feedwater heater/deaerator                                                                11,766.79 Removal of clean moisture separator/reheater                                                                24,138.30 Removal of clean tank, <300 gallons                                                                            362.76 Removal of clean tank, 300-3000 gallon                                                                        1,140.02 Removal of clean tank, >3000 gallons, $/square foot surface area                                                    9.65 TLG Services, LLC
 
Davis-Besse Nuclear Power Station                                                Document E22-1784-001, 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                                                              151.91 Removal of clean electrical equipment, 300-1000 pound                                                          531.62 Removal of clean electrical equipment, 1000-10,000 pound                                                      1,063.23 Removal of clean electrical equipment, >10,000 pound                                                          2,540.44 Removal of clean electrical transformer < 30 tons                                                            1,764.30 Removal of clean electrical transformer > 30 tons                                                            5,080.88 Removal of clean standby diesel generator, <100 kW                                                            1,802.09 Removal of clean standby diesel generator, 100 kW to 1 MW                                                    4,022.36 Removal of clean standby diesel generator, >1 MW                                                              8,327.11 Removal of clean electrical cable tray, $/linear foot                                                            14.36 Removal of clean electrical conduit, $/linear foot                                                                  6.28 Removal of clean mechanical equipment, <300 pound                                                              151.91 Removal of clean mechanical equipment, 300-1000 pound                                                          531.62 Removal of clean mechanical equipment, 1000-10,000 pound                                                      1,063.23 Removal of clean mechanical equipment, >10,000 pound                                                          2,540.44 Removal of clean HVAC equipment, <300 pound                                                                    183.69 Removal of clean HVAC equipment, 300-1000 pound                                                                638.79 Removal of clean HVAC equipment, 1000-10,000 pound                                                            1,273.08 Removal of clean HVAC equipment, >10,000 pound                                                                2,540.44 Removal of clean HVAC ductwork, $/pound                                                                            0.58 Removal of contaminated instrument and sampling tubing, $/linear foot                                              1.88 Removal of contaminated pipe 0.25 to 2 inches diameter, $/linear foot                                            26.17 Removal of contaminated pipe >2 to 4 inches diameter, $/linear foot                                              44.27 Removal of contaminated pipe >4 to 8 inches diameter, $/linear foot                                              71.52 Removal of contaminated pipe >8 to 14 inches diameter, $/linear foot                                            137.76 Removal of contaminated pipe >14 to 20 inches diameter, $/linear foot                                          165.24 Removal of contaminated pipe >20 to 36 inches diameter, $/linear foot                                          227.99 Removal of contaminated pipe >36 inches diameter, $/linear foot                                                269.11 Removal of contaminated valve >2 to 4 inches                                                                    542.58 Removal of contaminated valve >4 to 8 inches                                                                    647.61 TLG Services, LLC
 
Davis-Besse Nuclear Power Station                                                Document E22-1784-001, 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                                                                1,309.76 Removal of contaminated valve >14 to 20 inches                                                                1,663.27 Removal of contaminated valve >20 to 36 inches                                                                2,212.09 Removal of contaminated valve >36 inches                                                                      2,623.20 Removal of contaminated pipe hanger for small bore piping                                                      179.76 Removal of contaminated pipe hanger for large bore piping                                                      577.85 Removal of contaminated pump, <300 pound                                                                      1,157.61 Removal of contaminated pump, 300-1000 pound                                                                  2,657.84 Removal of contaminated pump, 1000-10,000 pound                                                              8,447.98 Removal of contaminated pump, >10,000 pound                                                                20,576.86 Removal of contaminated pump motor, 300-1000 pound                                                            1,140.16 Removal of contaminated pump motor, 1000-10,000 pound                                                        3,449.26 Removal of contaminated pump motor, >10,000 pound                                                            7,744.13 Removal of contaminated heat exchanger <3000 pound                                                            5,162.57 Removal of contaminated heat exchanger >3000 pound                                                          15,001.04 Removal of contaminated tank, <300 gallons                                                                    1,926.27 Removal of contaminated tank, >300 gallons, $/square foot                                                        37.11 Removal of contaminated electrical equipment, <300 pound                                                        893.70 Removal of contaminated electrical equipment, 300-1000 pound                                                  2,162.04 Removal of contaminated electrical equipment, 1000-10,000 pound                                              4,164.87 Removal of contaminated electrical equipment, >10,000 pound                                                  8,168.10 Removal of contaminated electrical cable tray, $/linear foot                                                      43.21 Removal of contaminated electrical conduit, $/linear foot                                                        21.44 Removal of contaminated mechanical equipment, <300 pound                                                        994.00 Removal of contaminated mechanical equipment, 300-1000 pound                                                  2,386.81 Removal of contaminated mechanical equipment, 1000-10,000 pound                                              4,590.34 Removal of contaminated mechanical equipment, >10,000 pound                                                  8,168.10 Removal of contaminated HVAC equipment, <300 pound                                                              994.00 Removal of contaminated HVAC equipment, 300-1000 pound                                                        2,386.81 Removal of contaminated HVAC equipment, 1000-10,000 pound                                                    4,590.34 TLG Services, LLC
 
Davis-Besse Nuclear Power Station                                                Document E22-1784-001, 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                                                        8,168.10 Removal of contaminated HVAC ductwork, $/pound                                                                      2.62 Removal/plasma arc cut of contaminated thin metal components, $/linear in.                                          4.68 Additional decontamination of surface by washing, $/square foot                                                    9.57 Additional decontamination of surfaces by hydrolasing, $/square foot                                              42.71 Decontamination rig hook up and flush, $/ 250 foot length                                                    8,364.39 Chemical flush of components/systems, $/gallon                                                                    22.56 Removal of clean standard reinforced concrete, $/cubic yard                                                      78.18 Removal of grade slab concrete, $/cubic yard                                                                      88.90 Removal of clean concrete floors, $/cubic yard                                                                  431.68 Removal of sections of clean concrete floors, $/cubic yard                                                    1,277.66 Removal of clean heavily rein concrete w/#9 rebar, $/cubic yard                                                112.83 Removal of contaminated heavily rein concrete w/#9 rebar, $/cubic yard                                        2,530.57 Removal of clean heavily rein concrete w/#18 rebar, $/cubic yard                                                152.90 Removal of contaminated heavily rein concrete w/#18 rebar, $/cubic yard                                      3,346.63 Removal heavily rein concrete w/#18 rebar & steel embedments, $/cubic yard 523.60 Removal of below-grade suspended floors, $/cubic yard                                                          214.36 Removal of clean monolithic concrete structures, $/cubic yard                                                1,053.93 Removal of contaminated monolithic concrete structures, $/cubic yard                                          2,515.14 Removal of clean foundation concrete, $/cubic yard                                                              828.94 Removal of contaminated foundation concrete, $/cubic yard                                                    2,343.31 Explosive demolition of bulk concrete, $/cubic yard                                                              56.92 Removal of clean hollow masonry block wall, $/cubic yard                                                          27.41 Removal of contaminated hollow masonry block wall, $/cubic yard                                                  73.19 Removal of clean solid masonry block wall, $/cubic yard                                                          27.41 Removal of contaminated solid masonry block wall, $/cubic yard                                                    73.19 Backfill of below-grade voids, $/cubic yard                                                                      37.84 Removal of subterranean tunnels/voids, $/linear foot                                                            127.07 Placement of concrete for below-grade voids, $/cubic yard                                                      145.57 Excavation of clean material, $/cubic yard                                                                          3.28 TLG Services, LLC
 
Davis-Besse Nuclear Power Station                                                Document E22-1784-001, 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                                                                48.31 Removal of clean concrete rubble (tipping fee included), $/cubic yard                                            27.66 Removal of contaminated concrete rubble, $/cubic yard                                                            29.62 Removal of building by volume, $/cubic foot                                                                        0.33 Removal of clean building metal siding, $/square foot                                                              1.54 Removal of contaminated building metal siding, $/square foot                                                        5.56 Removal of standard asphalt roofing, $/square foot                                                                  2.59 Removal of transite panels, $/square foot                                                                          2.58 Scarifying contaminated concrete surfaces (drill & spall), $/square foot                                          14.94 Scabbling contaminated concrete floors, $/square foot                                                              9.32 Scabbling contaminated concrete walls, $/square foot                                                              24.79 Scabbling contaminated ceilings, $/square foot                                                                    85.22 Scabbling structural steel, $/square foot                                                                          7.56 Removal of clean overhead crane/monorail < 10 ton capacity                                                      750.04 Removal of contaminated overhead crane/monorail < 10 ton capacity                                            2,230.37 Removal of clean overhead crane/monorail >10-50 ton capacity                                                  1,800.09 Removal of contaminated overhead crane/monorail >10-50 ton capacity                                          5,351.95 Removal of polar crane > 50 ton capacity                                                                      7,553.30 Removal of gantry crane > 50 ton capacity                                                                  28,368.25 Removal of structural steel, $/pound                                                                                0.22 Removal of clean steel floor grating, $/square foot                                                                5.59 Removal of contaminated steel floor grating, $/square foot                                                        16.74 Removal of clean free standing steel liner, $/square foot                                                        14.47 Removal of contaminated free standing steel liner, $/square foot                                                  43.39 Removal of clean concrete-anchored steel liner, $/square foot                                                      7.23 Removal of contaminated concrete-anchored steel liner, $/square foot                                              50.58 Placement of scaffolding in clean areas, $/square foot                                                            18.46 Placement of scaffolding in contaminated areas, $/square foot                                                    31.14 Landscaping with topsoil, $/acre                                                                            26,202.34 Cost of CPC B-88 LSA box & preparation for use                                                                2,256.67 TLG Services, LLC
 
Davis-Besse Nuclear Power Station                                                Document E22-1784-001, 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                                                                1,836.40 Cost of CPC B-12V 12 gauge LSA box & preparation for use                                                      1,757.90 Cost of CPC B-144 LSA box & preparation for use                                                            11,319.62 Cost of LSA drum & preparation for use                                                                          254.32 Cost of cask liner for CNSI 8 120A cask (resins)                                                            13,236.07 Cost of cask liner for CNSI 8 120A cask (filters)                                                            9,543.92 Decontamination of surfaces with vacuuming, $/square foot                                                          0.93 TLG Services, LLC
 
Davis-Besse Nuclear Power Station              Document E22-1784-001, Rev. 0 Decommissioning Cost Analysis                      Appendix C, Page 1 of 12 APPENDIX C DETAILED COST ANALYSIS DECON TLG Services, LLC
 
Davis-Besse Nuclear Power Station                                                                                                                                                                                                                              Document E22-1784-001, Rev. 0 Decommissioning Cost Analysis                                                                                                                                                                                                                                      Appendix C, Page 2 of 12 Table C Davis Besse Nuclear Power Station DECON Decommissioning Cost Estimate (Thousands of 2020 Dollars)
Costs run: Tue, Feb 9, 2021 at 07:36:59                                            Off-Site    LLRW                                        NRC        Spent Fuel      Site      Processed            Burial Volumes              Burial /              Utility and Activity                DECCER Version 2016.08.16d          Decon  Removal    Packaging  Transport  Processing  Disposal    Other      Total    Total  Lic. Term. Management    Restoration    Volume  Class A  Class B    Class C  GTCC    Processed      Craft    Contractor Index                      Activity Description          Cost    Cost      Costs      Costs      Costs      Costs      Costs    Contingency  Costs    Costs        Costs        Costs      Cu. Feet Cu. Feet Cu. Feet  Cu. Feet Cu. Feet  Wt., Lbs. Manhours  Manhours PERIOD 1a - Shutdown through Transition Period 1a Direct Decommissioning Activities 1a.1.1    Prepare preliminary decommissioning cost              -      -            -          -          -        -        165            25    190        190            -            -            -      -        -          -      -          -            -        1,300 1a.1.2    Notification of Cessation of Operations                                                                                                      a 1a.1.3    Remove fuel & source material                                                                                                              n/a 1a.1.4    Notification of Permanent Defueling                                                                                                          a 1a.1.5    Deactivate plant systems & process waste                                                                                                      a 1a.1.6    Prepare and submit PSDAR                              -      -            -          -          -        -        254            38    292        292            -            -            -      -        -          -      -          -            -        2,000 1a.1.7    Review plant dwgs & specs.                            -      -            -          -          -        -        584            88    671        671            -            -            -      -        -          -      -          -            -        4,600 1a.1.8    Perform detailed rad survey                                                                                                                  a 1a.1.9    Estimate by-product inventory                        -      -            -          -          -        -        127            19    146        146            -            -            -      -        -          -      -          -            -        1,000 1a.1.10    End product description                              -      -            -          -          -        -        127            19    146        146            -            -            -      -        -          -      -          -            -        1,000 1a.1.11    Detailed by-product inventory                        -      -            -          -          -        -        165            25    190        190            -            -            -      -        -          -      -          -            -        1,300 1a.1.12    Define major work sequence                            -      -            -          -          -        -        952          143  1,094      1,094            -            -            -      -        -          -      -          -            -        7,500 1a.1.13    Perform SER and EA                                    -      -            -          -          -        -        393            59    452        452            -            -            -      -        -          -      -          -            -        3,100 1a.1.14    Prepare/submit Defueled Technical Specifications      -      -            -          -          -        -        952          143  1,094      1,094            -            -            -      -        -          -      -          -            -        7,500 1a.1.15    Perform Site-Specific Cost Study                      -      -            -          -          -        -        634            95    730        730            -            -            -      -        -          -      -          -            -        5,000 1a.1.16    Prepare/submit Irradiated Fuel Management Plan        -      -            -          -          -        -        127            19    146        146            -            -            -      -        -          -      -          -            -        1,000 Activity Specifications 1a.1.17.1 Plant & temporary facilities                          -      -            -          -          -        -        624            94    718        646            -              72        -      -        -          -      -          -            -        4,920 1a.1.17.2 Plant systems                                          -      -            -          -          -        -        529            79    608        547            -              61        -      -        -          -      -          -            -        4,167 1a.1.17.3 NSSS Decontamination Flush                            -      -            -          -          -        -          63          10      73          73          -            -            -      -        -          -      -          -            -          500 1a.1.17.4 Reactor internals                                      -      -            -          -          -        -        901          135  1,036      1,036            -            -            -      -        -          -      -          -            -        7,100 1a.1.17.5 Reactor vessel                                        -      -            -          -          -        -        825          124    948        948            -            -            -      -        -          -      -          -            -        6,500 1a.1.17.6 Biological shield                                      -      -            -          -          -        -          63          10      73          73          -            -            -      -        -          -      -          -            -          500 1a.1.17.7 Steam generators                                      -      -            -          -          -        -        396            59    455        455            -            -            -      -        -          -      -          -            -        3,120 1a.1.17.8 Reinforced concrete                                    -      -            -          -          -        -        203            30    233        117            -            117          -      -        -          -      -          -            -        1,600 1a.1.17.9 Main Turbine                                          -      -            -          -          -        -          51            8      58        -              -              58        -      -        -          -      -          -            -          400 1a.1.17.10 Main Condensers                                      -      -            -          -          -        -          51            8      58        -              -              58        -      -        -          -      -          -            -          400 1a.1.17.11 Plant structures & buildings                          -      -            -          -          -        -        396            59    455        228            -            228          -      -        -          -      -          -            -        3,120 1a.1.17.12 Waste management                                      -      -            -          -          -        -        584            88    671        671            -            -            -      -        -          -      -          -            -        4,600 1a.1.17.13 Facility & site closeout                              -      -            -          -          -        -        114            17    131          66          -              66        -      -        -          -      -          -            -          900 1a.1.17    Total                                                -      -            -          -          -        -      4,799          720  5,519      4,860            -            659          -      -        -          -      -          -            -        37,827 Planning & Site Preparations 1a.1.18    Prepare dismantling sequence                          -      -            -          -          -        -        304            46    350        350            -            -            -      -        -          -      -          -            -        2,400 1a.1.19    Plant prep. & temp. svces                            -      -            -          -          -        -      3,500          525  4,025      4,025            -            -            -      -        -          -      -          -            -          -
1a.1.20    Design water clean-up system                          -      -            -          -          -        -        178            27    204        204            -            -            -      -        -          -      -          -            -        1,400 1a.1.21    Rigging/Cont. Cntrl Envlps/tooling/etc.              -      -            -          -          -        -      2,400          360  2,760      2,760            -            -            -      -        -          -      -          -            -          -
1a.1.22    Procure casks/liners & containers                    -      -            -          -          -        -        156            23    179        179            -            -            -      -        -          -      -          -            -        1,230 1a.1      Subtotal Period 1a Activity Costs                    -      -            -          -          -        -      15,816        2,372  18,188      17,529            -            659          -      -        -          -      -          -            -        78,157 Period 1a Additional Costs 1a.2.1    Asbestos Remediation                                  -    2,683            5        359          -      1,765      -          1,166  5,979      5,979            -            -            -  24,688      -          -      -    320,944      31,417          -
1a.2      Subtotal Period 1a Additional Costs                  -    2,683            5        359          -      1,765      -          1,166  5,979      5,979            -            -            -  24,688      -          -      -    320,944      31,417          -
Period 1a Collateral Costs 1a.3.1    Small tool allowance                                  -        38        -          -          -        -        -              6      44          44          -            -            -      -        -          -      -          -            -          -
1a.3.2    Spent Fuel Capital and Transfer                      -      -            -          -          -        -      10,607        1,591  12,198        -          12,198          -            -      -        -          -      -          -            -          -
1a.3      Subtotal Period 1a Collateral Costs                  -        38        -          -          -        -      10,607        1,597  12,243          44        12,198          -            -      -        -          -      -          -            -          -
Period 1a Period-Dependent Costs 1a.4.1    Insurance                                            -      -            -          -          -        -      2,879          288  3,167      3,167            -            -            -      -        -          -      -          -            -          -
1a.4.2    Property taxes                                        -      -            -          -          -        -      8,747          875  9,622      9,622            -            -            -      -        -          -      -          -            -          -
1a.4.3    Health physics supplies                              -      762          -          -          -        -        -            191    953        953            -            -            -      -        -          -      -          -            -          -
1a.4.4    Heavy equipment rental                                -      753          -          -          -        -        -            113    866        866            -            -            -      -        -          -      -          -            -          -
TLG Services, LLC
 
Davis-Besse Nuclear Power Station                                                                                                                                                                                                                                      Document E22-1784-001, Rev. 0 Decommissioning Cost Analysis                                                                                                                                                                                                                                              Appendix C, Page 3 of 12 Table C Davis Besse Nuclear Power Station DECON Decommissioning Cost Estimate (Thousands of 2020 Dollars)
Costs run: Tue, Feb 9, 2021 at 07:36:59                                                Off-Site    LLRW                                          NRC        Spent Fuel      Site      Processed              Burial Volumes              Burial /                Utility and Activity              DECCER Version 2016.08.16d        Decon    Removal  Packaging    Transport    Processing  Disposal    Other      Total      Total  Lic. Term. Management    Restoration    Volume    Class A  Class B    Class C  GTCC    Processed      Craft      Contractor Index                      Activity Description          Cost      Cost      Costs        Costs        Costs      Costs      Costs    Contingency  Costs    Costs        Costs        Costs      Cu. Feet  Cu. Feet Cu. Feet  Cu. Feet Cu. Feet  Wt., Lbs. Manhours    Manhours Period 1a Period-Dependent Costs (continued) 1a.4.5    Disposal of DAW generated                            -          -            12            4          -          32      -              10      57          57          -            -            -        572      -          -      -      11,443            19          -
1a.4.6    Plant energy budget                                  -          -          -            -            -        -        1,260            189  1,449      1,449            -            -            -        -        -          -      -          -            -            -
1a.4.7    NRC Fees                                            -          -          -            -            -        -        1,137            114  1,251      1,251            -            -            -        -        -          -      -          -            -            -
1a.4.8    Emergency Planning Fees                              -          -          -            -            -        -        2,258            226  2,484        -            2,484          -            -        -        -          -      -          -            -            -
1a.4.9    Spent Fuel Pool O&M                                  -          -          -            -            -        -          845            127    971        -              971          -            -        -        -          -      -          -            -            -
1a.4.10  ISFSI Operating Costs                                -          -          -            -            -        -          112            17    129        -              129          -            -        -        -          -      -          -            -            -
1a.4.11  Corporate A&G Cost                                  -          -          -            -            -        -        7,982          1,197  9,180      9,180            -            -            -        -        -          -      -          -            -            -
1a.4.12  Security Staff Cost                                  -          -          -            -            -        -        9,272          1,391  10,663      10,663            -            -            -        -        -          -      -          -            -        197,600 1a.4.13  Utility Staff Cost                                  -          -          -            -            -        -      25,331          3,800  29,131      29,131            -            -            -        -        -          -      -          -            -        357,760 1a.4      Subtotal Period 1a Period-Dependent Costs            -        1,515          12            4          -          32    59,825          8,536  69,923      66,339          3,584          -            -        572      -          -      -      11,443            19      555,360 1a.0      TOTAL PERIOD 1a COST                                -        4,237          16        363            -      1,797    86,248        13,671 106,333      89,891        15,783          659          -    25,260      -          -      -      332,388      31,436        633,517 PERIOD 1b - Decommissioning Preparations Period 1b Direct Decommissioning Activities Detailed Work Procedures 1b.1.1.1 Plant systems                                        -          -          -            -            -        -          600            90    691        621            -              69        -        -        -          -      -          -            -          4,733 1b.1.1.2 NSSS Decontamination Flush                            -          -          -            -            -        -          127            19    146        146            -            -            -        -        -          -      -          -            -          1,000 1b.1.1.3 Reactor internals                                    -          -          -            -            -        -          317            48    365        365            -            -            -        -        -          -      -          -            -          2,500 1b.1.1.4 Remaining buildings                                  -          -          -            -            -        -          171            26    197          49          -            148          -        -        -          -      -          -            -          1,350 1b.1.1.5 CRD cooling assembly                                  -          -          -            -            -        -          127            19    146        146            -            -            -        -        -          -      -          -            -          1,000 1b.1.1.6 CRD housings & ICI tubes                              -          -          -            -            -        -          127            19    146        146            -            -            -        -        -          -      -          -            -          1,000 1b.1.1.7 Incore instrumentation                                -          -          -            -            -        -          127            19    146        146            -            -            -        -        -          -      -          -            -          1,000 1b.1.1.8 Reactor vessel                                        -          -          -            -            -        -          461            69    530        530            -            -            -        -        -          -      -          -            -          3,630 1b.1.1.9 Facility closeout                                    -          -          -            -            -        -          152            23    175          88          -              88        -        -        -          -      -          -            -          1,200 1b.1.1.10 Missile shields                                      -          -          -            -            -        -            57            9      66          66          -            -            -        -        -          -      -          -            -            450 1b.1.1.11 Biological shield                                    -          -          -            -            -        -          152            23    175        175            -            -            -        -        -          -      -          -            -          1,200 1b.1.1.12 Steam generators                                    -          -          -            -            -        -          584            88    671        671            -            -            -        -        -          -      -          -            -          4,600 1b.1.1.13 Reinforced concrete                                  -          -          -            -            -        -          127            19    146          73          -              73        -        -        -          -      -          -            -          1,000 1b.1.1.14 Main Turbine                                        -          -          -            -            -        -          198            30    228        -              -            228          -        -        -          -      -          -            -          1,560 1b.1.1.15 Main Condensers                                      -          -          -            -            -        -          198            30    228        -              -            228          -        -        -          -      -          -            -          1,560 1b.1.1.16 Auxiliary building                                  -          -          -            -            -        -          346            52    398        358            -              40        -        -        -          -      -          -            -          2,730 1b.1.1.17 Reactor building                                    -          -          -            -            -        -          346            52    398        358            -              40        -        -        -          -      -          -            -          2,730 1b.1.1    Total                                                -          -          -            -            -        -        4,218            633  4,850      3,938            -            912          -        -        -          -      -          -            -          33,243 1b.1.2    Decon primary loop                                  789        -          -            -            -        -          -              394  1,183      1,183            -            -            -        -        -          -      -          -        1,067            -
1b.1      Subtotal Period 1b Activity Costs                    789        -          -            -            -        -        4,218          1,027  6,033      5,121            -            912          -        -        -          -      -          -        1,067        33,243 Period 1b Additional Costs 1b.2.1    Mixed/Hazardous Waste                                -          -          771        1,194          581        227        -              400  3,173      3,173            -            -        40,357      838      -          -      -    2,467,581      2,555            -
1b.2.2    Site Characterization                                -          -          -            -            -        -        6,169          1,851  8,020      8,020            -            -            -        -        -          -      -          -        28,890        10,432 1b.2.3    Spent Fuel Pool Isolation                            -          -          -            -            -        -      12,675          1,901  14,576      14,576            -            -            -        -        -          -      -          -            -            -
1b.2      Subtotal Period 1b Additional Costs                  -          -          771        1,194          581        227    18,844          4,152  25,769      25,769            -            -        40,357      838      -          -      -    2,467,581      31,445        10,432 Period 1b Collateral Costs 1b.3.1    Decon equipment                                    1,055        -          -            -            -        -          -              158  1,213      1,213            -            -            -        -        -          -      -          -            -            -
1b.3.2    DOC staff relocation expenses                        -          -          -            -            -        -        1,377            207  1,584      1,584            -            -            -        -        -          -      -          -            -            -
1b.3.3    Process decommissioning water waste                    55      -            38          79          -        145        -              80    396        396            -            -            -        341      -          -      -      20,453            66          -
1b.3.4    Process decommissioning chemical flush waste            2      -            87        309            -      3,146        -              843  4,386      4,386            -            -            -        -      820          -      -      87,364        153            -
1b.3.5    Small tool allowance                                -            2        -            -            -        -          -                0      2            2          -            -            -        -        -          -      -          -            -            -
1b.3.6    Pipe cutting equipment                              -        1,200        -            -            -        -          -              180  1,380      1,380            -            -            -        -        -          -      -          -            -            -
1b.3.7    Decon rig                                          2,106        -          -            -            -        -          -              316  2,422      2,422            -            -            -        -        -          -      -          -            -            -
1b.3.8    Spent Fuel Capital and Transfer                      -          -          -            -            -        -        7,306          1,096  8,402        -            8,402          -            -        -        -          -      -          -            -            -
1b.3      Subtotal Period 1b Collateral Costs                3,218      1,202        124          387            -      3,291      8,683          2,879  19,785      11,384          8,402          -            -        341      820          -      -      107,818        220            -
TLG Services, LLC
 
Davis-Besse Nuclear Power Station                                                                                                                                                                                                                                              Document E22-1784-001, Rev. 0 Decommissioning Cost Analysis                                                                                                                                                                                                                                                      Appendix C, Page 4 of 12 Table C Davis Besse Nuclear Power Station DECON Decommissioning Cost Estimate (Thousands of 2020 Dollars)
Costs run: Tue, Feb 9, 2021 at 07:36:59                                                Off-Site      LLRW                                          NRC        Spent Fuel      Site      Processed              Burial Volumes              Burial /                  Utility and Activity                DECCER Version 2016.08.16d        Decon    Removal    Packaging    Transport    Processing    Disposal    Other      Total      Total  Lic. Term. Management    Restoration    Volume    Class A  Class B    Class C  GTCC    Processed      Craft      Contractor Index                      Activity Description          Cost      Cost      Costs        Costs        Costs        Costs      Costs    Contingency  Costs    Costs        Costs          Costs      Cu. Feet  Cu. Feet  Cu. Feet  Cu. Feet  Cu. Feet  Wt., Lbs. Manhours    Manhours Period 1b Period-Dependent Costs 1b.4.1    Decon supplies                                        38      -            -            -            -          -          -                9      47          47          -            -            -        -        -          -        -          -            -            -
1b.4.2    Insurance                                            -          -            -            -            -          -        1,452            145  1,597      1,597            -            -            -        -        -          -        -          -            -            -
1b.4.3    Property taxes                                      -          -            -            -            -          -        1,928            193  2,121      2,121            -            -            -        -        -          -        -          -            -            -
1b.4.4    Health physics supplies                              -          346          -            -            -          -          -              87    433        433            -            -            -        -        -          -        -          -            -            -
1b.4.5    Heavy equipment rental                              -          380          -            -            -          -          -              57    436        436            -            -            -        -        -          -        -          -            -            -
1b.4.6    Disposal of DAW generated                            -          -              7            2          -            19      -                6      34          34          -            -            -        340      -          -        -        6,808            11          -
1b.4.7    Plant energy budget                                  -          -            -            -            -          -        1,270            191  1,461      1,461            -            -            -        -        -          -        -          -            -            -
1b.4.8    NRC Fees                                            -          -            -            -            -          -          326            33    359        359            -            -            -        -        -          -        -          -            -            -
1b.4.9    Emergency Planning Fees                              -          -            -            -            -          -          779            78    857        -              857          -            -        -        -          -        -          -            -            -
1b.4.10    Spent Fuel Pool O&M                                  -          -            -            -            -          -          426            64    490        -              490          -            -        -        -          -        -          -            -            -
1b.4.11    ISFSI Operating Costs                                -          -            -            -            -          -            56            8      65        -                65          -            -        -        -          -        -          -            -            -
1b.4.12    Corporate A&G Cost                                  -          -            -            -            -          -        1,005            151  1,156      1,156            -            -            -        -        -          -        -          -            -            -
1b.4.13    Security Staff Cost                                  -          -            -            -            -          -        4,674            701  5,375      5,375            -            -            -        -        -          -        -          -            -          99,612 1b.4.14    DOC Staff Cost                                      -          -            -            -            -          -        5,514            827  6,341      6,341            -            -            -        -        -          -        -          -            -          63,961 1b.4.15    Utility Staff Cost                                  -          -            -            -            -          -      12,770          1,915  14,685      14,685            -            -            -        -        -          -        -          -            -        180,350 1b.4      Subtotal Period 1b Period-Dependent Costs              38      726            7            2          -            19    30,200          4,464  35,456      34,045          1,411          -            -        340      -          -        -        6,808            11      343,924 1b.0      TOTAL PERIOD 1b COST                              4,045      1,928        903        1,584          581        3,537    61,945        12,522  87,044      76,319          9,813          912      40,357    1,519      820          -        -    2,582,207      32,743        387,599 PERIOD 1 TOTALS                                              4,045      6,165        919        1,947          581        5,334    148,193        26,194 193,376    166,210        25,595        1,571      40,357  26,779      820          -        -    2,914,594      64,179      1,021,115 PERIOD 2a - Large Component Removal Period 2a Direct Decommissioning Activities Nuclear Steam Supply System Removal 2a.1.1.1 Reactor Coolant Piping                                308        338            40          96          -          570        -              399  1,751      1,751            -            -            -      2,094      -          -        -      146,078        9,374            -
2a.1.1.2 Pressurizer Relief Tank                                  24        21            7          17          -            99      -              45    213        213            -            -            -        365      -          -        -      25,441          679            -
2a.1.1.3 Reactor Coolant Pumps & Motors                        198        118        132          219            -        1,271        -              492  2,430      2,430            -            -            -      7,062      -          -        -      745,200        5,058            100 2a.1.1.4 Pressurizer                                            -            68        615          196            -        1,020        -              363  2,262      2,262            -            -            -      3,179      -          -        -      379,734        1,666          1,875 2a.1.1.5 Steam Generators                                      -        6,224      2,244        2,193              97      7,260        -            3,939  21,957      21,957            -            -            156  22,633        -          -        -    1,728,304      12,407          3,500 2a.1.1.6 Retired Steam Generator Units                          -          -        1,396        2,141              97      7,072        -            2,243  12,950      12,950            -            -            156  22,046        -          -        -    1,521,562        6,193          2,250 2a.1.1.7 CRDMs/ICIs/Service Structure Removal                  197        344        257          103            -          548        -              363  1,812      1,812            -            -            -      3,335      -          -        -      140,594        8,087            -
2a.1.1.8 Reactor Vessel Internals                              131      6,869      8,594        1,464            -        12,261        346        13,914  43,580      43,580            -            -            -      1,127      824        393      -      278,578      28,557          1,301 2a.1.1.9 Reactor Vessel                                        137      8,367      2,611        1,437            -        4,660        346          9,737  27,295      27,295            -            -            -    13,745        -          -        -      974,578      28,557          1,301 2a.1.1    Totals                                              995    22,349      15,897        7,865          195      34,761        693        31,497 114,251    114,251            -            -            312  75,585      824        393      -    5,940,067      100,577        10,326 Removal of Major Equipment 2a.1.2    Main Turbine/Generator                              -          130          -            -            -          -          -              20    150        -              -            150          -        -        -          -        -          -        2,073            -
2a.1.3    Main Condensers                                      -          805          -            -            -          -          -              121    925        -              -            925          -        -        -          -        -          -        12,722            -
Cascading Costs from Clean Building Demolition 2a.1.4.1    Reactor Building                                    -          536          -            -            -          -          -              80    616        616            -            -            -        -        -          -        -          -        5,569            -
2a.1.4.2 Auxiliary Building                                    -          177          -            -            -          -          -              27    204        204            -            -            -        -        -          -        -          -        1,313            -
2a.1.4.3 Fuel Handling Area (Aux Bldg)                          -          103          -            -            -          -          -              15    119        119            -            -            -        -        -          -        -          -          621            -
2a.1.4    Totals                                              -          816          -            -            -          -          -              122    939        939            -            -            -        -        -          -        -          -        7,502            -
Disposal of Plant Systems 2a.1.5.1 Auxiliary Feedwater                                    -          287            5          17        285          -          -              118    711        711            -            -          2,529      -        -          -        -      102,713        4,093            -
2a.1.5.2 Condensate Demineralizer                              -            82        -            -            -          -          -              12      94        -              -              94        -        -        -          -        -          -        1,355            -
2a.1.5.3 Containment Hydrogen Dilution                          -            54            1            2            35        -          -              19    110        110            -            -            309      -        -          -        -      12,540          748            -
2a.1.5.4 Containment Leak Rate Test                            -            70            1            2            36        -          -              23    133        133            -            -            324      -        -          -        -      13,175        1,108            -
2a.1.5.5 Discharge On-Shore                                    -          303          -            -            -          -          -              45    348        -              -            348          -        -        -          -        -          -        5,267            -
2a.1.5.6 Electro Hydraulic Control                              -            12        -            -            -          -          -                2      14        -              -              14        -        -        -          -        -          -          198            -
2a.1.5.7 Exhaust Steam                                          -            14        -            -            -          -          -                2      17        -              -              17        -        -        -          -        -          -          251            -
2a.1.5.8 Extraction Steam                                      -          293          -            -            -          -          -              44    337        -              -            337          -        -        -          -        -          -        4,991            -
2a.1.5.9 Feedwater - Clean                                      -          248          -            -            -          -          -              37    285        -              -            285          -        -        -          -        -          -        4,223            -
2a.1.5.10 Feedwater - RCA                                      -          151            5          17        288          -          -              84    545        545            -            -          2,557      -        -          -        -      103,823        2,209            -
TLG Services, LLC
 
Davis-Besse Nuclear Power Station                                                                                                                                                                                                                                                  Document E22-1784-001, Rev. 0 Decommissioning Cost Analysis                                                                                                                                                                                                                                                          Appendix C, Page 5 of 12 Table C Davis Besse Nuclear Power Station DECON Decommissioning Cost Estimate (Thousands of 2020 Dollars)
Costs run: Tue, Feb 9, 2021 at 07:36:59                                                Off-Site      LLRW                                            NRC        Spent Fuel      Site      Processed                Burial Volumes                Burial /                  Utility and Activity                DECCER Version 2016.08.16d        Decon    Removal    Packaging    Transport    Processing    Disposal    Other      Total      Total    Lic. Term. Management    Restoration    Volume    Class A    Class B    Class C    GTCC    Processed      Craft      Contractor Index                      Activity Description          Cost      Cost      Costs        Costs        Costs        Costs      Costs    Contingency    Costs      Costs        Costs        Costs      Cu. Feet  Cu. Feet  Cu. Feet  Cu. Feet    Cu. Feet  Wt., Lbs. Manhours    Manhours Disposal of Plant Systems (continued) 2a.1.5.11 Generator Seal Oil                                    -            26        -            -            -          -          -                4      30        -              -              30        -        -          -          -          -          -          443            -
2a.1.5.12 Gland Steam                                          -          127          -            -            -          -          -                19    146          -              -            146          -        -          -          -          -          -        2,218            -
2a.1.5.13 Heater Drains                                        -            47        -            -            -          -          -                7      54        -              -              54        -        -          -          -          -          -          776            -
2a.1.5.14 Hydrogen & Carbon Dioxide Supply                      -            20        -            -            -          -          -                3      23        -              -              23        -        -          -          -          -          -          339            -
2a.1.5.15 Lube Oil                                              -          128          -            -            -          -          -                19    147          -              -            147          -        -          -          -          -          -        2,111            -
2a.1.5.16 MSR Drains                                            -          103          -            -            -          -          -                15    118          -              -            118          -        -          -          -          -          -        1,770            -
2a.1.5.17 Main Condenser                                        -            58        -            -            -          -          -                9      66        -              -              66        -        -          -          -          -          -          996            -
2a.1.5.18 Main Generator Seal Oil                              -            10        -            -            -          -          -                2      12        -              -              12        -        -          -          -          -          -          174            -
2a.1.5.19 Main Steam & Reheat - Clean                          -          122          -            -            -          -          -                18    140          -              -            140          -        -          -          -          -          -        2,078            -
2a.1.5.20 Main Steam & Reheat - RCA                            -          519            20          60      1,039          -          -              297    1,935        1,935            -            -          9,239      -          -          -          -      375,197        7,634            -
2a.1.5.21 Main Turbine                                          -            3        -            -            -          -          -                1        4        -              -              4        -        -          -          -          -          -              55          -
2a.1.5.22 Makeup & Purification                                -        1,456            69          81        391          556        -              581    3,135        3,135            -            -          3,478    2,209        -          -          -      283,912      21,232            -
2a.1.5.23 Nitrogen Supply - Clean                              -            49        -            -            -          -          -                7      57        -              -              57        -        -          -          -          -          -          851            -
2a.1.5.24 Nitrogen Supply - RCA                                -            79            1            2            29        -          -                24    134          134            -            -            259      -          -          -          -      10,501        1,103            -
2a.1.5.25 Plant Sampling - Clean                                -            17        -            -            -          -          -                3      20        -              -              20        -        -          -          -          -          -          291            -
2a.1.5.26 Plant Sampling - RCA                                  -            32            0            2            26        -          -                12      72          72          -            -            232      -          -          -          -        9,411        443            -
2a.1.5.27 Vacuum Piping                                        -            45        -            -            -          -          -                7      51        -              -              51        -        -          -          -          -          -          769            -
2a.1.5    Totals                                              -        4,355        102          182        2,129          556        -            1,414    8,738        6,775            -          1,963      18,926    2,209        -          -          -      911,272      67,724            -
2a.1.6    Scaffolding in support of decommissioning            -          944            12            5            67          12      -              251    1,290        1,290            -            -            537        47      -          -          -      27,183      16,722            -
2a.1      Subtotal Period 2a Activity Costs                    995    29,398      16,010        8,052        2,391      35,329        693        33,424  126,293      123,255            -          3,038      19,775  77,842        824        393        -    6,878,522      207,320        10,326 Period 2a Additional Costs 2a.2.1    Retired Reactor Closure Head                        -          -          340          899            -          514        -              297    2,051        2,051            -            -            -      2,858        -          -          -      239,294          875          2,000 2a.2.2    Spent Fuel Pool Legacy C Waste                        94        54          90          70          -          544          7          217    1,076        1,076            -            -            -        -          -            56      -        8,643        667              27 2a.2.3    Spent Fuel Pool Legacy A Waste                      -            29            6          16          -            72        13            30    166          166            -            -            -        286        -          -          -      16,214          460            180 2a.2.4    Retired OTSG RCS piping                                10          8            2            5          -            32      -                16      72          72          -            -            -        116        -          -          -        8,080        265            -
2a.2      Subtotal Period 2a Additional Costs                  104          90        438          991            -        1,162          20          560    3,364        3,364            -            -            -      3,260        -            56      -      272,231        2,267          2,207 Period 2a Collateral Costs 2a.3.1    Process decommissioning water waste                    99      -              68        144            -          264        -              144      720          720            -            -            -        621        -          -          -      37,249          121            -
2a.3.2    Process decommissioning chemical flush waste        -          -            -            -            -          -          -              -        -            -              -            -            -        -          -          -          -          -            -            -
2a.3.3    Small tool allowance                                -          245          -            -            -          -          -                37    282          254            -              28        -        -          -          -          -          -            -            -
2a.3.4    Spent Fuel Capital and Transfer                      -          -            -            -            -          -      21,777          3,267  25,044          -          25,044          -            -        -          -          -          -          -            -            -
2a.3      Subtotal Period 2a Collateral Costs                    99      245            68        144            -          264    21,777          3,447  26,045          973        25,044            28        -        621        -          -          -      37,249          121            -
Period 2a Period-Dependent Costs 2a.4.1    Decon supplies                                      118        -            -            -            -          -          -                30    148          148            -            -            -        -          -          -          -          -            -            -
2a.4.2    Insurance                                            -          -            -            -            -          -        1,166            117    1,282        1,282            -            -            -        -          -          -          -          -            -            -
2a.4.3    Property taxes                                      -          -            -            -            -          -        1,421            142    1,563        1,563            -            -            -        -          -          -          -          -            -            -
2a.4.4    Health physics supplies                              -        2,177          -            -            -          -          -              544    2,721        2,721            -            -            -        -          -          -          -          -            -            -
2a.4.5    Heavy equipment rental                              -        3,921          -            -            -          -          -              588    4,510        4,510            -            -            -        -          -          -          -          -            -            -
2a.4.6    Disposal of DAW generated                            -          -              83          29          -          225        -                69    405          405            -            -            -      4,059        -          -          -      81,177          132            -
2a.4.7    Plant energy budget                                  -          -            -            -            -          -        1,876            281    2,157        2,157            -            -            -        -          -          -          -          -            -            -
2a.4.8    NRC Fees                                            -          -            -            -            -          -          926              93  1,018        1,018            -            -            -        -          -          -          -          -            -            -
2a.4.9    Emergency Planning Fees                              -          -            -            -            -          -        2,421            242    2,663          -            2,663          -            -        -          -          -          -          -            -            -
2a.4.10    Spent Fuel Pool O&M                                  -          -            -            -            -          -        1,323            199    1,522          -            1,522          -            -        -          -          -          -          -            -            -
2a.4.11    ISFSI Operating Costs                                -          -            -            -            -          -          175              26    202          -              202          -            -        -          -          -          -          -            -            -
2a.4.12    Corporate A&G Cost                                  -          -            -            -            -          -        3,125            469    3,594        3,594            -            -            -        -          -          -          -          -            -            -
2a.4.13    Remedial Actions Surveys                            -          -            -            -            -          -        2,435            365    2,800        2,800            -            -            -        -          -          -          -          -            -            -
2a.4.14    Security Staff Cost                                  -          -            -            -            -          -      13,114          1,967  15,081      15,081            -            -            -        -          -          -          -          -            -        264,029 2a.4.15    DOC Staff Cost                                      -          -            -            -            -          -      21,333          3,200  24,533      24,533            -            -            -        -          -          -          -          -            -        247,731 2a.4.16    Utility Staff Cost                                  -          -            -            -            -          -      30,571          4,586  35,157      35,157            -            -            -        -          -          -          -          -            -        461,236 2a.4      Subtotal Period 2a Period-Dependent Costs            118      6,098            83          29          -          225    79,886        12,917  99,356      94,970          4,386          -            -      4,059        -          -          -      81,177          132        972,996 2a.0      TOTAL PERIOD 2a COST                              1,316    35,831      16,600        9,216        2,391      36,981    102,376        50,349  255,059      222,563        29,430        3,066      19,775  85,781        824        449        -    7,269,179      209,840        985,529 TLG Services, LLC
 
Davis-Besse Nuclear Power Station                                                                                                                                                                                                                                      Document E22-1784-001, Rev. 0 Decommissioning Cost Analysis                                                                                                                                                                                                                                                Appendix C, Page 6 of 12 Table C Davis Besse Nuclear Power Station DECON Decommissioning Cost Estimate (Thousands of 2020 Dollars)
Costs run: Tue, Feb 9, 2021 at 07:36:59                                            Off-Site      LLRW                                        NRC        Spent Fuel    Site      Processed                Burial Volumes              Burial /                Utility and Activity              DECCER Version 2016.08.16d          Decon  Removal  Packaging    Transport    Processing    Disposal    Other    Total      Total  Lic. Term. Management  Restoration    Volume      Class A    Class B    Class C  GTCC    Processed      Craft    Contractor Index                    Activity Description            Cost    Cost      Costs        Costs        Costs        Costs      Costs  Contingency    Costs    Costs        Costs      Costs      Cu. Feet    Cu. Feet  Cu. Feet  Cu. Feet Cu. Feet  Wt., Lbs. Manhours  Manhours PERIOD 2b - Site Decontamination Period 2b Direct Decommissioning Activities Disposal of Plant Systems 2b.1.1.1 Auxiliary Steam - Clean                                -      266        -            -            -          -        -            40      306        -              -          306          -          -          -          -      -          -        4,571          -
2b.1.1.2 Auxiliary Steam - RCA                                  -      198            3          11        182          -        -            79      473        473            -          -          1,618        -          -          -      -      65,724        2,765          -
2b.1.1.3 Borated Water                                          -      290          24          40        328          202      -            181    1,065      1,065            -          -          2,917        811        -          -      -    170,117        4,541          -
2b.1.1.4 Chemical Addition - Clean                              -        15        -            -            -          -        -              2        18        -              -            18        -          -          -          -      -          -          265          -
2b.1.1.5 Chemical Addition - RCA                                -      116            1            4            65        -        -            40      226        226            -          -            580        -          -          -      -      23,569        1,529          -
2b.1.1.6 Chilled Water - Clean                                  -      100        -            -            -          -        -            15      114        -              -          114          -          -          -          -      -          -        1,722          -
2b.1.1.7 Chilled Water - RCA                                    -      203            2            7        116          -        -            69      397        397            -          -          1,031        -          -          -      -      41,877        2,685          -
2b.1.1.8 Chlorination                                          -        47        -            -            -          -        -              7        55        -              -            55        -          -          -          -      -          -          804          -
2b.1.1.9 Circulating Water                                      -      277        -            -            -          -        -            42      319        -              -          319          -          -          -          -      -          -        4,773          -
2b.1.1.10 Component Cooling                                    -    1,007          39        119        2,040          -        -            579    3,783      3,783            -          -        18,134        -          -          -      -    736,421        14,397          -
2b.1.1.11 Condensate                                            -      864        -            -            -          -        -            130      994        -              -          994          -          -          -          -      -          -        14,788          -
2b.1.1.12 Containment Purge                                    -        60          49          40            74        337      -            121      679        679            -          -            654      1,317        -          -      -    112,935        1,035          -
2b.1.1.13 Containment Rad Monitoring                            -        63            3            8        139          -        -            38      251        251            -          -          1,239        -          -          -      -      50,317          962          -
2b.1.1.14 Containment Spray                                    -      190            4          12        201          -        -            80      487        487            -          -          1,791        -          -          -      -      72,742        2,717          -
2b.1.1.15 Containment Vacuum                                    -        17            7            5            6          47      -            18      100        100            -          -              51      184        -          -      -      14,113          268          -
2b.1.1.16 Cooling Tower Acid/Screen Wash                        -        28        -            -            -          -        -              4        32        -              -            32        -          -          -          -      -          -          456          -
2b.1.1.17 Cooling Water                                        -      353        -            -            -          -        -            53      406        -              -          406          -          -          -          -      -          -        5,985          -
2b.1.1.18 Core Flooding                                        -      200          14          20        106          129      -            103      571        571            -          -            938        520        -          -      -      71,281        3,054          -
2b.1.1.19 Decay Heat Removal                                    -      485          26          39        300          204      -            226    1,279      1,279            -          -          2,666        814        -          -      -    160,608        7,310          -
2b.1.1.20 Demineralized Water - Clean                          -      119        -            -            -          -        -            18      137        -              -          137          -          -          -          -      -          -        1,983          -
2b.1.1.21 Demineralized Water - RCA                            -        22            0            1            15        -        -              8        46          46          -          -            131        -          -          -      -        5,318        308          -
2b.1.1.22 Domestic Water                                        -        35        -            -            -          -        -              5        40        -              -            40        -          -          -          -      -          -          594          -
2b.1.1.23 Electrical - Clean                                    -    1,066        -            -            -          -        -            160    1,226        -              -        1,226          -          -          -          -      -          -        17,662          -
2b.1.1.24 Electrical - Clean - RCA                              -    2,534          47        143        2,459          -        -          1,028    6,211      6,211            -          -        21,860        -          -          -      -    887,752        34,370          -
2b.1.1.25 Electrical - Contaminated                            -      600          36          54        179          421      -            294    1,585      1,585            -          -          1,590      1,701        -          -      -    172,615        8,715          -
2b.1.1.26 Electrical - Decon - RCA                              -    1,787          24          73      1,250          -        -            648    3,781      3,781            -          -        11,110        -          -          -      -    451,189        23,591          -
2b.1.1.27 Emergency Diesel Generator - Clean                    -        99        -            -            -          -        -            15      114        -              -          114          -          -          -          -      -          -        1,616          -
2b.1.1.28 Emergency Diesel Generator - RCA                      -        82            4          13        221          -        -            56      376        376            -          -          1,967        -          -          -      -      79,883        1,201          -
2b.1.1.29 Fire Protection - Clean                              -      502        -            -            -          -        -            75      578        -              -          578          -          -          -          -      -          -        8,608          -
2b.1.1.30 Fire Protection - RCA                                -      568          12          36        614          -        -            241    1,470      1,470            -          -          5,460        -          -          -      -    221,725        8,063          -
2b.1.1.31 Fuel Oil - Clean                                      -        77        -            -            -          -        -            12        89        -              -            89        -          -          -          -      -          -        1,290          -
2b.1.1.32 Fuel Oil - RCA                                        -        8            0            0            5        -        -              3        16          16          -          -              44      -          -          -      -        1,798        109          -
2b.1.1.33 Gaseous Radwaste                                      -      494          35          37        155          267      -            222    1,209      1,209            -          -          1,375      1,055        -          -      -    124,223        7,213          -
2b.1.1.34 HVAC-Aux Building (Clean)                            -      242            6          20        337          -        -            115      720        720            -          -          2,992        -          -          -      -    121,522        3,197          -
2b.1.1.35 HVAC-Aux Building (Cont)                              -      402          26          44        278          263      -            217    1,230      1,230            -          -          2,468      1,063        -          -      -    167,784        5,828          -
2b.1.1.36 HVAC-Containment                                      -      343          25          42        239          267      -            197    1,113      1,113            -          -          2,123      1,076        -          -      -    154,579        4,922          -
2b.1.1.37 HVAC-Control Room                                    -        53            3            9        151          -        -            37      253        253            -          -          1,338        -          -          -      -      54,345          823          -
2b.1.1.38 HVAC-Miscellaneous                                    -        25        -            -            -          -        -              4        29        -              -            29        -          -          -          -      -          -          423          -
2b.1.1.39 HVAC-Office Building                                  -        17        -            -            -          -        -              3        20        -              -            20        -          -          -          -      -          -          290          -
2b.1.1.40 HVAC-Turbine/Service Building                        -        61        -            -            -          -        -              9        70        -              -            70        -          -          -          -      -          -        1,068          -
2b.1.1.41 HVAC-Water Treatment Bldg                            -        8        -            -            -          -        -              1        9        -              -            9        -          -          -          -      -          -          132          -
2b.1.1.42 High Pressure Injection                              -      224          14          19            52        150      -            105      563        563            -          -            459        604        -          -      -      57,172        3,367          -
2b.1.1.43 Instrument Air - Clean                                -      121        -            -            -          -        -            18      139        -              -          139          -          -          -          -      -          -        2,095          -
2b.1.1.44 Instrument Air - RCA                                  -      143            2            5            81        -        -            49      279        279            -          -            717        -          -          -      -      29,103        1,972          -
2b.1.1.45 Intake & Screen Wash                                  -        98        -            -            -          -        -            15      113        -              -          113          -          -          -          -      -          -        1,678          -
2b.1.1.46 Liquid Radwaste                                      -    1,972          88        140        1,396          563      -            873    5,031      5,031            -          -        12,409      2,236        -          -      -    648,190        29,469          -
2b.1.1.47 Liquified Propane Gas                                -        4            0            1            10        -        -              3        18          18          -          -              90      -          -          -      -        3,646          64          -
2b.1.1.48 Low Pressure Injection                                -        93          65          79        260          610      -            233    1,340      1,340            -          -          2,308      2,436        -          -      -    250,108        1,574          -
2b.1.1.49 Makeup Water Treatment - Clean                        -      283        -            -            -          -        -            42      326        -              -          326          -          -          -          -      -          -        4,653          -
2b.1.1.50 Makeup Water Treatment - RCA                          -        79            2            6            98        -        -            36      220        220            -          -            870        -          -          -      -      35,342        1,100          -
2b.1.1.51 Miscellaneous Radwaste                                -      102            5            7            54          35      -            44      247        247            -          -            479        139        -          -      -      28,469        1,532          -
2b.1.1.52 NSSS I&C Piping                                      -    3,547        203          171          493        1,365      -          1,348    7,127      7,127            -          -          4,383      5,333        -          -      -    527,977        50,175          -
2b.1.1.53 Primary Water Transfer & Storage                      -      270          18          28        204          157      -            143      821        821            -          -          1,814        634        -          -      -    114,039        4,147          -
2b.1.1.54 Reactor Coolant                                      -      194            2            6            86          8      -            65      361        361            -          -            764          32      -          -      -      33,071        2,983          -
TLG Services, LLC
 
Davis-Besse Nuclear Power Station                                                                                                                                                                                                                                            Document E22-1784-001, Rev. 0 Decommissioning Cost Analysis                                                                                                                                                                                                                                                    Appendix C, Page 7 of 12 Table C Davis Besse Nuclear Power Station DECON Decommissioning Cost Estimate (Thousands of 2020 Dollars)
Costs run: Tue, Feb 9, 2021 at 07:36:59                                                Off-Site      LLRW                                          NRC      Spent Fuel      Site      Processed                Burial Volumes              Burial /                Utility and Activity                DECCER Version 2016.08.16d        Decon    Removal    Packaging    Transport    Processing    Disposal    Other      Total      Total    Lic. Term. Management    Restoration    Volume      Class A    Class B    Class C  GTCC    Processed      Craft      Contractor Index                    Activity Description            Cost      Cost      Costs        Costs        Costs        Costs      Costs  Contingency    Costs      Costs        Costs        Costs      Cu. Feet    Cu. Feet  Cu. Feet  Cu. Feet Cu. Feet  Wt., Lbs. Manhours    Manhours Disposal of Plant Systems (continued) 2b.1.1.55 Sanitary Sewage                                      -            8        -            -            -          -          -                1        9        -            -              9        -          -          -          -      -          -          143            -
2b.1.1.56 Service Water - Clean                                -        319          -            -            -          -          -              48    366          -            -            366          -          -          -          -      -          -        5,465            -
2b.1.1.57 Service Water - RCA                                  -        313            12          36        627          -          -            179    1,168        1,168          -            -          5,577        -          -          -      -      226,475      4,592            -
2b.1.1.58 Shop Facility                                        -            3        -            -            -          -          -                0        3        -            -              3        -          -          -          -      -          -              48          -
2b.1.1.59 Station Air - Clean                                  -          64        -            -            -          -          -              10      73        -            -              73        -          -          -          -      -          -        1,108            -
2b.1.1.60 Station Air - RCA                                    -          88            1            3            45        -          -              29    166          166          -            -            398        -          -          -      -      16,161      1,149            -
2b.1.1.61 Station Drainage                                      -        280          -            -            -          -          -              42    321          -            -            321          -          -          -          -      -          -        4,738            -
2b.1.1.62 Station Heating - Clean                              -      1,219          -            -            -          -          -            183    1,402          -            -          1,402          -          -          -          -      -          -        21,176            -
2b.1.1.63 Station Heating - RCA                                -        445            6          18        309          -          -            161      939          939          -            -          2,749        -          -          -      -      111,649      5,931            -
2b.1.1.64 Steam Generator                                      -          87            5            7            14          56      -              39    208          208          -            -            127        224        -          -      -      19,466      1,305            -
2b.1.1.65 Vent Exhaust/Stack Piping                            -        205            30          41            80        349        -            160      864          864          -            -            710      1,405        -          -      -      118,252      3,182            -
2b.1.1    Totals                                              -      24,086        842        1,339        13,266        5,430        -          9,018  53,981      46,673          -          7,308    117,930    21,585        -          -      -    6,181,555    360,274            -
2b.1.2    Scaffolding in support of decommissioning            -      1,180            15            6            84          15      -            314    1,613        1,613          -            -            671          59      -          -      -      33,978      20,903            -
Decontamination of Site Buildings 2b.1.3.1    Reactor Building                                  1,715    1,237            73        447          458          651        -          1,473    6,054        6,054          -            -          4,068    17,928        -          -      -    1,014,402      43,390            -
2b.1.3.2 Auxiliary Building                                    322      236            13          67        158            98      -            280    1,173        1,173          -            -          1,400      2,530        -          -      -      176,552      8,197            -
2b.1.3.3 Low Level Radwaste Storage Facility                    128        52            4          25            4          36      -              90    338          338          -            -              34    1,040        -          -      -      50,526      2,653            -
2b.1.3    Totals                                            2,165    1,525            89        539          619          786        -          1,843    7,566        7,566          -            -          5,503    21,498        -          -      -    1,241,481      54,240            -
2b.1.4    Prepare/submit License Termination Plan              -        -            -            -            -          -          520            78    598          598          -            -            -          -          -          -      -          -            -          4,096 2b.1.5    Receive NRC approval of termination plan                                                                                                                a 2b.1      Subtotal Period 2b Activity Costs                  2,165    26,790        946        1,884        13,969        6,230        520        11,253  63,758      56,449          -          7,308    124,104    43,143        -          -      -    7,457,014    435,417          4,096 Period 2b Additional Costs 2b.2.1    License Termination Survey Planning                  -        -            -            -            -          -        1,404          421    1,825        1,825          -            -            -          -          -          -      -          -            -          12,480 2b.2.2    Soil Remediation                                    -        189            13      2,137            -        3,329        -          1,201    6,869        6,869          -            -            -      60,000        -          -      -    4,560,000      1,099            -
2b.2.3    Underground Services Excavation                      -      3,112          -            -            -          -          531          858    4,500        4,500          -            -            -          -          -          -      -          -        14,721            -
2b.2.4    Operational Tools and Equipment                      -        -              23          64        814          -          -            134    1,036        1,036          -            -        11,760        -          -          -      -      294,000            32          -
2b.2.5    Cooling Tower Fill Removal                          -      2,066          -            -            -          -          209          341    2,617          -            -          2,617          -          -          -          -      -          -        55,492            -
2b.2.6    OCA Soil & Pond Sampling                            -        -            -            -            -          -          867          260    1,127        1,127          -            -            -          -          -          -      -          -          674          4,040 2b.2      Subtotal Period 2b Additional Costs                  -      5,367            36      2,201          814        3,329      3,011        3,216  17,974      15,357          -          2,617      11,760    60,000        -          -      -    4,854,000      72,018        16,520 Period 2b Collateral Costs 2b.3.1    Process decommissioning water waste                  101      -              71        149            -          273        -            148      741          741          -            -            -          642        -          -      -      38,534        125            -
2b.3.2    Process decommissioning chemical flush waste        -        -            -            -            -          -          -            -        -            -            -            -            -          -          -          -      -          -            -            -
2b.3.3    Small tool allowance                                -        506          -            -            -          -          -              76    582          582          -            -            -          -          -          -      -          -            -            -
2b.3.4    Spent Fuel Capital and Transfer                      -        -            -            -            -          -      25,544        3,832  29,376          -          29,376          -            -          -          -          -      -          -            -            -
2b.3      Subtotal Period 2b Collateral Costs                  101      506            71        149            -          273    25,544        4,055  30,699        1,323        29,376          -            -          642        -          -      -      38,534        125            -
Period 2b Period-Dependent Costs 2b.4.1    Decon supplies                                    1,115      -            -            -            -          -          -            279    1,393        1,393          -            -            -          -          -          -      -          -            -            -
2b.4.2    Insurance                                            -        -            -            -            -          -        1,437          144    1,580        1,580          -            -            -          -          -          -      -          -            -            -
2b.4.3    Property taxes                                      -        -            -            -            -          -          965            96  1,061        1,061          -            -            -          -          -          -      -          -            -            -
2b.4.4    Health physics supplies                              -      4,041          -            -            -          -          -          1,010    5,051        5,051          -            -            -          -          -          -      -          -            -            -
2b.4.5    Heavy equipment rental                              -      4,964          -            -            -          -          -            745    5,709        5,709          -            -            -          -          -          -      -          -            -            -
2b.4.6    Disposal of DAW generated                            -        -          120            42          -          325        -            100      586          586          -            -            -        5,870        -          -      -      117,407        191            -
2b.4.7    Plant energy budget                                  -        -            -            -            -          -        1,825          274    2,099        2,099          -            -            -          -          -          -      -          -            -            -
2b.4.8    NRC Fees                                            -        -            -            -            -          -        1,141          114    1,255        1,255          -            -            -          -          -          -      -          -            -            -
2b.4.9    Emergency Planning Fees                              -        -            -            -            -          -        2,983          298    3,282          -          3,282          -            -          -          -          -      -          -            -            -
2b.4.10    Spent Fuel Pool O&M                                  -        -            -            -            -          -        1,631          245    1,876          -          1,876          -            -          -          -          -      -          -            -            -
2b.4.11    Liquid Radwaste Processing Equipment/Services        -        -            -            -            -          -          410            62    472          472          -            -            -          -          -          -      -          -            -            -
2b.4.12    ISFSI Operating Costs                                -        -            -            -            -          -          216            32    249          -            249          -            -          -          -          -      -          -            -            -
2b.4.13    Corporate A&G Cost                                  -        -            -            -            -          -        3,852          578    4,430        4,430          -            -            -          -          -          -      -          -            -            -
2b.4.14    Remedial Actions Surveys                            -        -            -            -            -          -        3,001          450    3,451        3,451          -            -            -          -          -          -      -          -            -            -
2b.4.15    Security Staff Cost                                  -        -            -            -            -          -      16,163        2,424  18,588      18,588          -            -            -          -          -          -      -          -            -        325,420 TLG Services, LLC
 
Davis-Besse Nuclear Power Station                                                                                                                                                                                                                                                Document E22-1784-001, Rev. 0 Decommissioning Cost Analysis                                                                                                                                                                                                                                                        Appendix C, Page 8 of 12 Table C Davis Besse Nuclear Power Station DECON Decommissioning Cost Estimate (Thousands of 2020 Dollars)
Costs run: Tue, Feb 9, 2021 at 07:36:59                                                Off-Site      LLRW                                            NRC        Spent Fuel      Site      Processed                Burial Volumes              Burial /                  Utility and Activity                DECCER Version 2016.08.16d        Decon    Removal    Packaging    Transport    Processing    Disposal    Other      Total      Total    Lic. Term. Management    Restoration  Volume      Class A    Class B    Class C  GTCC    Processed      Craft      Contractor Index                      Activity Description          Cost      Cost      Costs        Costs        Costs        Costs      Costs    Contingency    Costs      Costs        Costs          Costs      Cu. Feet    Cu. Feet  Cu. Feet  Cu. Feet Cu. Feet  Wt., Lbs. Manhours    Manhours Period 2b Period-Dependent Costs (continued) 2b.4.16    DOC Staff Cost                                      -          -            -            -            -          -      25,272          3,791  29,062      29,062            -            -          -          -          -          -      -          -            -        293,280 2b.4.17    Utility Staff Cost                                  -          -            -            -            -          -      36,182          5,427  41,609      41,609            -            -          -          -          -          -      -          -            -        544,376 2b.4      Subtotal Period 2b Period-Dependent Costs          1,115      9,005        120            42          -          325    95,079        16,069  121,754      116,348          5,406          -          -        5,870        -          -      -      117,407          191      1,163,076 2b.0      TOTAL PERIOD 2b COST                              3,381    41,669      1,173        4,276        14,783      10,158    124,153        34,593  234,184      189,477        34,782        9,925    135,864    109,655        -          -      -  12,466,960      507,752      1,183,692 PERIOD 2d - Decontamination Following Wet Fuel Storage Period 2d Direct Decommissioning Activities 2d.1.1    Remove spent fuel racks                              653          65        181          111            -        1,064        -              643    2,718        2,718            -            -          -        4,296        -          -      -      272,896        1,183            -
Disposal of Plant Systems 2d.1.2.1 Fuel Handling                                          -            6            0            0            6          1      -                3      16          16          -            -            53          4      -          -      -        2,436            87          -
2d.1.2.2 Spent Fuel Cooling                                    -          287            23          29        101          222        -              149      812          812            -            -          898        887        -          -      -      93,402        4,364            -
2d.1.2    Totals                                              -          293            24          30        107          223        -              152      828          828            -            -          952        892        -          -      -      95,838        4,451            -
Decontamination of Site Buildings 2d.1.3.1 Fuel Handling Area (Aux Bldg)                          941      1,005            32        181          268          264        -              858    3,550        3,550            -            -        2,385      7,091        -          -      -      432,912      28,609            -
2d.1.3    Totals                                              941      1,005            32        181          268          264        -              858    3,550        3,550            -            -        2,385      7,091        -          -      -      432,912      28,609            -
2d.1.4    Scaffolding in support of decommissioning            -          236            3            1            17          3      -                63    323          323            -            -          134          12      -          -      -        6,796      4,181            -
2d.1      Subtotal Period 2d Activity Costs                  1,594      1,599        239          323          392        1,554        -            1,716    7,418        7,418            -            -        3,471    12,290        -          -      -      808,442      38,424            -
Period 2d Collateral Costs 2d.3.1    Process decommissioning water waste                    68      -              48        101            -          186        -              100      503          503            -            -          -          437        -          -      -      26,207            85          -
2d.3.2    Process decommissioning chemical flush waste        -          -            -            -            -          -          -              -        -            -              -            -          -          -          -          -      -          -            -            -
2d.3.3    Small tool allowance                                -            52        -            -            -          -          -                8      60          60          -            -          -          -          -          -      -          -            -            -
2d.3.4    Decommissioning Equipment Disposition                -          -          134            64        748          131        -              168    1,245        1,245            -            -        6,000        529        -          -      -      303,608          147            -
2d.3.5    Spent Fuel Capital and Transfer                      -          -            -            -            -          -          385              58    442          -              442          -          -          -          -          -      -          -            -            -
2d.3      Subtotal Period 2d Collateral Costs                    68        52        182          165          748          317        385            334    2,251        1,808            442          -        6,000        966        -          -      -      329,815          232            -
Period 2d Period-Dependent Costs 2d.4.1    Decon supplies                                      358        -            -            -            -          -          -                89    447          447            -            -          -          -          -          -      -          -            -            -
2d.4.2    Insurance                                            -          -            -            -            -          -          477              48    525          525            -            -          -          -          -          -      -          -            -            -
2d.4.3    Property taxes                                      -          -            -            -            -          -          321              32    353          353            -            -          -          -          -          -      -          -            -            -
2d.4.4    Health physics supplies                              -          577          -            -            -          -          -              144      722          722            -            -          -          -          -          -      -          -            -            -
2d.4.5    Heavy equipment rental                              -        1,648          -            -            -          -          -              247    1,895        1,895            -            -          -          -          -          -      -          -            -            -
2d.4.6    Disposal of DAW generated                            -          -              25            9          -            69      -                21    124          124            -            -          -        1,237        -          -      -      24,731            40          -
2d.4.7    Plant energy budget                                  -          -            -            -            -          -          323              48    372          372            -            -          -          -          -          -      -          -            -            -
2d.4.8    NRC Fees                                            -          -            -            -            -          -          361              36    397          397            -            -          -          -          -          -      -          -            -            -
2d.4.9    Emergency Planning Fees                              -          -            -            -            -          -          367              37    404          -              404          -          -          -          -          -      -          -            -            -
2d.4.10    Liquid Radwaste Processing Equipment/Services        -          -            -            -            -          -          272              41    313          313            -            -          -          -          -          -      -          -            -            -
2d.4.11    ISFSI Operating Costs                                -          -            -            -            -          -            72            11      83        -                83          -          -          -          -          -      -          -            -            -
2d.4.12    Corporate A&G Cost                                  -          -            -            -            -          -          511              77    588          588            -            -          -          -          -          -      -          -            -            -
2d.4.13    Remedial Actions Surveys                            -          -            -            -            -          -          996            149    1,146        1,146            -            -          -          -          -          -      -          -            -            -
2d.4.14    Security Staff Cost                                  -          -            -            -            -          -        4,206            631    4,837        2,331          2,505          -          -          -          -          -      -          -            -          81,342 2d.4.15    DOC Staff Cost                                      -          -            -            -            -          -        5,743            861    6,604        6,604            -            -          -          -          -          -      -          -            -          66,674 2d.4.16    Utility Staff Cost                                  -          -            -            -            -          -        8,795          1,319  10,114        9,386            728          -          -          -          -          -      -          -            -        127,347 2d.4      Subtotal Period 2d Period-Dependent Costs            358      2,225            25            9          -            69    22,444          3,792  28,921      25,201          3,720          -          -        1,237        -          -      -      24,731            40      275,364 2d.0      TOTAL PERIOD 2d COST                              2,020      3,876        447          497        1,140        1,940    22,828          5,843  38,590      34,428          4,163          -        9,471    14,493        -          -      -    1,162,989      38,696        275,364 PERIOD 2f - License Termination TLG Services, LLC
 
Davis-Besse Nuclear Power Station                                                                                                                                                                                                                                        Document E22-1784-001, Rev. 0 Decommissioning Cost Analysis                                                                                                                                                                                                                                                  Appendix C, Page 9 of 12 Table C Davis Besse Nuclear Power Station DECON Decommissioning Cost Estimate (Thousands of 2020 Dollars)
Costs run: Tue, Feb 9, 2021 at 07:36:59                                              Off-Site    LLRW                                            NRC        Spent Fuel      Site      Processed            Burial Volumes              Burial /                  Utility and Activity                DECCER Version 2016.08.16d        Decon    Removal    Packaging  Transport  Processing  Disposal    Other      Total      Total    Lic. Term. Management    Restoration    Volume    Class A  Class B    Class C  GTCC    Processed      Craft      Contractor Index                      Activity Description          Cost      Cost      Costs      Costs      Costs      Costs      Costs    Contingency    Costs      Costs        Costs          Costs      Cu. Feet  Cu. Feet Cu. Feet  Cu. Feet  Cu. Feet  Wt., Lbs. Manhours    Manhours Period 2f Direct Decommissioning Activities 2f.1.1    ORISE confirmatory survey                            -        -            -          -            -        -          179              54    233          233            -            -            -        -        -          -        -          -            -            -
2f.1.2    Terminate license                                                                                                                                    a 2f.1      Subtotal Period 2f Activity Costs                    -        -            -          -            -        -          179              54    233          233            -            -            -        -        -          -        -          -            -            -
Period 2f Additional Costs 2f.2.1    License Termination Survey                          -        -            -          -            -        -        9,773          2,932  12,704      12,704            -            -            -        -        -          -        -          -      136,356          6,240 2f.2      Subtotal Period 2f Additional Costs                  -        -            -          -            -        -        9,773          2,932  12,704      12,704            -            -            -        -        -          -        -          -      136,356          6,240 Period 2f Collateral Costs 2f.3.1    DOC staff relocation expenses                        -        -            -          -            -        -        1,377            207    1,584        1,584            -            -            -        -        -          -        -          -            -            -
2f.3.2    Spent Fuel Capital and Transfer                      -        -            -          -            -        -          450              68    518          -              518          -            -        -        -          -        -          -            -            -
2f.3      Subtotal Period 2f Collateral Costs                  -        -            -          -            -        -        1,828            274    2,102        1,584            518          -            -        -        -          -        -          -            -            -
Period 2f Period-Dependent Costs 2f.4.1    Insurance                                            -        -            -          -            -        -          558              56    614          614            -            -            -        -        -          -        -          -            -            -
2f.4.2    Property taxes                                      -        -            -          -            -        -          375              38    413          413            -            -            -        -        -          -        -          -            -            -
2f.4.3    Health physics supplies                              -        849          -          -            -        -          -              212    1,062        1,062            -            -            -        -        -          -        -          -            -            -
2f.4.4    Disposal of DAW generated                            -        -              7          3          -          20      -                6      35          35          -            -            -      354      -          -        -        7,071            12          -
2f.4.5    Plant energy budget                                  -        -            -          -            -        -          189              28    218          218            -            -            -        -        -          -        -          -            -            -
2f.4.6    NRC Fees                                            -        -            -          -            -        -          424              42    466          466            -            -            -        -        -          -        -          -            -            -
2f.4.7    Emergency Planning Fees                              -        -            -          -            -        -          430              43    473          -              473          -            -        -        -          -        -          -            -            -
2f.4.8    ISFSI Operating Costs                                -        -            -          -            -        -            84            13      97        -                97          -            -        -        -          -        -          -            -            -
2f.4.9    Corporate A&G Cost                                  -        -            -          -            -        -          599              90    689          689            -            -            -        -        -          -        -          -            -            -
2f.4.10    Security Staff Cost                                  -        -            -          -            -        -        4,925            739    5,663        2,730          2,934          -            -        -        -          -        -          -            -          95,247 2f.4.11    DOC Staff Cost                                      -        -            -          -            -        -        4,981            747    5,728        5,728            -            -            -        -        -          -        -          -            -          56,992 2f.4.12    Utility Staff Cost                                  -        -            -          -            -        -        5,893            884    6,777        5,930            847          -            -        -        -          -        -          -            -          80,413 2f.4      Subtotal Period 2f Period-Dependent Costs            -        849            7          3          -          20    18,459          2,898  22,235      17,885          4,351          -            -      354      -          -        -        7,071            12      232,652 2f.0      TOTAL PERIOD 2f COST                                -        849            7          3          -          20    30,238          6,157  37,274      32,406          4,869          -            -      354      -          -        -        7,071    136,367        238,892 PERIOD 2 TOTALS                                              6,716    82,226      18,226      13,991      18,314    49,098    279,595        96,941  565,108      478,874        73,243        12,991    165,111  210,282      824        449      -  20,906,190      892,655      2,683,477 PERIOD 3b - Site Restoration Period 3b Direct Decommissioning Activities Demolition of Remaining Site Buildings 3b.1.1.1    Reactor Building                                    -      3,070          -          -            -        -          -              460    3,530          -              -          3,530          -        -        -          -        -          -        31,740            -
3b.1.1.2 Administration Office Building                        -        702          -          -            -        -          -              105      807          -              -            807          -        -        -          -        -          -        7,083            -
3b.1.1.3 Auxiliary Building                                    -      1,010          -          -            -        -          -              151    1,161          -              -          1,161          -        -        -          -        -          -        7,510            -
3b.1.1.4 Circulating Water Pump House                          -        115          -          -            -        -          -                17    132          -              -            132          -        -        -          -        -          -        1,496            -
3b.1.1.5 Containment Access Facility                            -        292          -          -            -        -          -                44    336          -              -            336          -        -        -          -        -          -        3,447            -
3b.1.1.6 Cooling Tower                                          -        -            -          -            -        -          -              -        -            -              -            -            -        -        -          -        -          -            -            -
3b.1.1.7 Diesel Generator Building                              -          81        -          -            -        -          -                12      93        -              -              93        -        -        -          -        -          -          961            -
3b.1.1.8 Emergency Feedwater Facility                          -        486          -          -            -        -          -                73    559          -              -            559          -        -        -          -        -          -        3,838            -
3b.1.1.9 Fire Water Storage Tank Building                      -          11        -          -            -        -          -                2      12        -              -              12        -        -        -          -        -          -          132            -
3b.1.1.10 Gatehouse (Near Storage Tank Area)                    -          11        -          -            -        -          -                2      13        -              -              13        -        -        -          -        -          -              68          -
3b.1.1.11 Intake Structure                                      -        300          -          -            -        -          -                45    345          -              -            345          -        -        -          -        -          -        2,776            -
3b.1.1.12 Low Level Radwaste Storage Facility                  -        294          -          -            -        -          -                44    338          -              -            338          -        -        -          -        -          -        2,070            -
3b.1.1.13 Miscellaneous Yard Structures                        -      2,602          -          -            -        -          -              390    2,992          -              -          2,992          -        -        -          -        -          -        24,631            -
3b.1.1.14 Nitrogen Storage Building                            -          13        -          -            -        -          -                2      14        -              -              14        -        -        -          -        -          -              64          -
3b.1.1.15 Nuclear Projects Center                              -          44        -          -            -        -          -                7      51        -              -              51        -        -        -          -        -          -          545            -
3b.1.1.16 Office Building                                      -        356          -          -            -        -          -                53    410          -              -            410          -        -        -          -        -          -        3,511            -
3b.1.1.17 Personnel Processing Facility                        -          96        -          -            -        -          -                14    110          -              -            110          -        -        -          -        -          -        1,186            -
3b.1.1.18 Recharge System Water Treatment Building              -          11        -          -            -        -          -                2      13        -              -              13        -        -        -          -        -          -          135            -
3b.1.1.19 Security Modifications                                -          53        -          -            -        -          -                8      61        -              -              61        -        -        -          -        -          -          806            -
3b.1.1.20 Service Building # 2                                  -          29        -          -            -        -          -                4      33        -              -              33        -        -        -          -        -          -          357            -
TLG Services, LLC
 
Davis-Besse Nuclear Power Station                                                                                                                                                                                                                          Document E22-1784-001, Rev. 0 Decommissioning Cost Analysis                                                                                                                                                                                                                                  Appendix C, Page 10 of 12 Table C Davis Besse Nuclear Power Station DECON Decommissioning Cost Estimate (Thousands of 2020 Dollars)
Costs run: Tue, Feb 9, 2021 at 07:36:59                                        Off-Site    LLRW                                        NRC        Spent Fuel      Site      Processed            Burial Volumes              Burial /                Utility and Activity                DECCER Version 2016.08.16d        Decon  Removal    Packaging Transport Processing  Disposal  Other      Total      Total  Lic. Term. Management    Restoration    Volume  Class A  Class B    Class C  GTCC    Processed      Craft      Contractor Index                      Activity Description          Cost    Cost      Costs    Costs    Costs      Costs    Costs    Contingency  Costs    Costs          Costs        Costs      Cu. Feet Cu. Feet Cu. Feet  Cu. Feet Cu. Feet  Wt., Lbs. Manhours    Manhours Demolition of Remaining Site Buildings (continued) 3b.1.1.21 Service Building # 4                                  -        17        -        -          -        -        -                3      20        -              -              20        -      -        -          -      -          -          210            -
3b.1.1.22 Service Building # 6                                  -        49        -        -          -        -        -                7      57        -              -              57        -      -        -          -      -          -          607            -
3b.1.1.23 Sewage Treatment Plant                                -        32        -        -          -        -        -                5      37        -              -              37        -      -        -          -      -          -          203            -
3b.1.1.24 Training Simulator                                    -      176          -        -          -        -        -              26    202        -              -            202          -      -        -          -      -          -        1,773            -
3b.1.1.25 Turbine Building                                      -    1,885          -        -          -        -        -              283  2,168        -              -          2,168          -      -        -          -      -          -        23,935            -
3b.1.1.26 Turbine Pedestal                                      -      396          -        -          -        -        -              59    456        -              -            456          -      -        -          -      -          -        2,058            -
3b.1.1.27 Warehouse # 2                                        -      198          -        -          -        -        -              30    228        -              -            228          -      -        -          -      -          -        2,432            -
3b.1.1.28 Water Treatment Building                              -      117          -        -          -        -        -              18    135        -              -            135          -      -        -          -      -          -        1,238            -
3b.1.1.29 Fuel Handling Area (Aux Bldg)                        -      956          -        -          -        -        -              143  1,100        -              -          1,100          -      -        -          -      -          -        6,044            -
3b.1.1    Totals                                              -    13,403          -        -          -        -        -            2,010  15,413        -              -        15,413          -      -        -          -      -          -      130,856            -
Site Closeout Activities 3b.1.2    Remove Rubble                                        -      265          -        -          -        -        -              40    304        -              -            304          -      -        -          -      -          -        1,311            -
3b.1.3    Grade & landscape site                              -    1,512          -        -          -        -        -              227  1,739        -              -          1,739          -      -        -          -      -          -        3,035            -
3b.1.4    Final report to NRC                                  -      -            -        -          -        -        198            30    228        228            -            -            -      -        -          -      -          -            -          1,560 3b.1      Subtotal Period 3b Activity Costs                    -    15,179          -        -          -        -        198          2,307  17,684        228            -        17,456          -      -        -          -      -          -      135,202          1,560 Period 3b Additional Costs 3b.2.1    Concrete Crushing                                    -    1,059          -        -          -        -          13          161  1,233        -              -          1,233          -      -        -          -      -          -        4,430            -
3b.2.2    Demolish Cooling Tower                              -    4,571          -        -          -        -        -              686  5,256        -              -          5,256          -      -        -          -      -          -        20,677            -
3b.2.3    Cofferdam Construction and Teardown                  -      571          -        -          -        -        -              86    656        -              -            656          -      -        -          -      -          -        4,676            -
3b.2.4    Disposition of Mobile Barriers                      -      271          -        -          -        -        690            144  1,106        -              -          1,106          -      -        -          -      -          -        2,640            -
3b.2.5    Construction Debris                                  -      -            -        -          -        -        280            42    322        -              -            322          -      -        -          -      -          -            -            -
3b.2.6    Soil Remediation Non-Impacted                        -          4        -        -          -        -          51            8      63        -              -              63        -      -        -          -      -          -              57          -
3b.2      Subtotal Period 3b Additional Costs                  -    6,476          -        -          -        -      1,035          1,127  8,637        -              -          8,637          -      -        -          -      -          -        32,480            -
Period 3b Collateral Costs 3b.3.1    Small tool allowance                                -      182          -        -          -        -        -              27    210        -              -            210          -      -        -          -      -          -            -            -
3b.3.2    Spent Fuel Capital and Transfer                      -      -            -        -          -        -        782            117    900        -              900          -            -      -        -          -      -          -            -            -
3b.3      Subtotal Period 3b Collateral Costs                  -      182          -        -          -        -        782            145  1,110        -              900          210          -      -        -          -      -          -            -            -
Period 3b Period-Dependent Costs 3b.4.1    Insurance                                            -      -            -        -          -        -      1,610            161  1,771      1,771            -            -            -      -        -          -      -          -            -            -
3b.4.2    Property taxes                                      -      -            -        -          -        -      1,081            108  1,189        -            1,189          -            -      -        -          -      -          -            -            -
3b.4.3    Heavy equipment rental                              -    7,291          -        -          -        -        -            1,094  8,385        -              -          8,385          -      -        -          -      -          -            -            -
3b.4.4    Plant energy budget                                  -      -            -        -          -        -        273            41    314        -              314          -            -      -        -          -      -          -            -            -
3b.4.5    NRC ISFSI Fees                                      -      -            -        -          -        -        708            71    779        -              779          -            -      -        -          -      -          -            -            -
3b.4.6    Emergency Planning Fees                              -      -            -        -          -        -      1,240            124  1,364        -            1,364          -            -      -        -          -      -          -            -            -
3b.4.7    ISFSI Operating Costs                                -      -            -        -          -        -        242            36    279        -              279          -            -      -        -          -      -          -            -            -
3b.4.8    Corporate A&G Cost                                  -      -            -        -          -        -      1,727            259  1,986        199          1,787          -            -      -        -          -      -          -            -            -
3b.4.9    Security Staff Cost                                  -      -            -        -          -        -    14,199          2,130  16,329          (0)        8,458        7,871          -      -        -          -      -          -            -        274,617 3b.4.10    DOC Staff Cost                                      -      -            -        -          -        -    13,753          2,063  15,816        -              -        15,816          -      -        -          -      -          -            -        153,065 3b.4.11    Utility Staff Cost                                  -      -            -        -          -        -      8,785          1,318  10,103        -            2,445        7,658          -      -        -          -      -          -            -        122,677 3b.4      Subtotal Period 3b Period-Dependent Costs            -    7,291          -        -          -        -    43,618          7,404  58,314      1,969          16,615      39,730          -      -        -          -      -          -            -        550,359 3b.0      TOTAL PERIOD 3b COST                                -    29,129          -        -          -        -    45,633        10,982  85,745      2,197          17,515      66,033          -      -        -          -      -          -      167,682        551,919 PERIOD 3c - Fuel Storage Operations/Shipping Period 3c Direct Decommissioning Activities Period 3c Collateral Costs 3c.3.1    Spent Fuel Capital and Transfer                      -      -            -        -          -        -      8,800          1,320  10,120        -            10,120          -            -      -        -          -      -          -            -            -
3c.3      Subtotal Period 3c Collateral Costs                  -      -            -        -          -        -      8,800          1,320  10,120        -            10,120          -            -      -        -          -      -          -            -            -
Period 3c Period-Dependent Costs 3c.4.1    Insurance                                            -      -            -        -          -        -    22,406          2,241  24,647        -            24,647          -            -      -        -          -      -          -            -            -
3c.4.2    Property taxes                                      -      -            -        -          -        -    15,052          1,505  16,557        -            16,557          -            -      -        -          -      -          -            -            -
TLG Services, LLC
 
Davis-Besse Nuclear Power Station                                                                                                                                                                                                                            Document E22-1784-001, Rev. 0 Decommissioning Cost Analysis                                                                                                                                                                                                                                    Appendix C, Page 11 of 12 Table C Davis Besse Nuclear Power Station DECON Decommissioning Cost Estimate (Thousands of 2020 Dollars)
Costs run: Tue, Feb 9, 2021 at 07:36:59                                        Off-Site    LLRW                                          NRC        Spent Fuel      Site    Processed            Burial Volumes              Burial /                Utility and Activity                DECCER Version 2016.08.16d        Decon  Removal  Packaging  Transport  Processing  Disposal    Other      Total      Total    Lic. Term. Management    Restoration  Volume  Class A  Class B    Class C  GTCC    Processed      Craft    Contractor Index                      Activity Description          Cost    Cost    Costs      Costs      Costs      Costs      Costs    Contingency    Costs      Costs        Costs          Costs    Cu. Feet Cu. Feet Cu. Feet  Cu. Feet Cu. Feet  Wt., Lbs. Manhours    Manhours Period 3c Period-Dependent Costs (continued) 3c.4.3    Plant energy budget                                  -      -          -          -          -        -        -              -        -            -              -            -          -      -        -          -      -          -            -            -
3c.4.4    NRC ISFSI Fees                                      -      -          -          -          -        -      9,859            986  10,844          -          10,844          -          -      -        -          -      -          -            -            -
3c.4.5    Emergency Planning Fees                              -      -          -          -          -        -      17,263          1,726  18,989          -          18,989          -          -      -        -          -      -          -            -            -
3c.4.6    ISFSI Operating Costs                                -      -          -          -          -        -      3,372            506    3,877          -            3,877          -          -      -        -          -      -          -            -            -
3c.4.7    Corporate A&G Cost                                  -      -          -          -          -        -      2,403            360    2,763          -            2,763          -          -      -        -          -      -          -            -            -
3c.4.8    Security Staff Cost                                  -      -          -          -          -        -    102,320        15,348  117,667          -          117,667          -          -      -        -          -      -          -            -      1,629,068 3c.4.9    Utility Staff Cost                                  -      -          -          -          -        -      29,610          4,442  34,052          -          34,052          -          -      -        -          -      -          -            -        422,931 3c.4      Subtotal Period 3c Period-Dependent Costs            -      -          -          -          -        -    202,284        27,114  229,397          -          229,397          -          -      -        -          -      -          -            -      2,051,999 3c.0      TOTAL PERIOD 3c COST                                -      -          -          -          -        -    211,084        28,434  239,517          -          239,517          -          -      -        -          -      -          -            -      2,051,999 PERIOD 3d - GTCC shipping Period 3d Direct Decommissioning Activities Nuclear Steam Supply System Removal 3d.1.1.1 Vessel & Internals GTCC Disposal                      -      -        800        -          -      9,383      -            1,607  11,790      11,790            -            -          -      -        -          -    1,773    353,027          -            -
3d.1.1    Totals                                              -      -        800        -          -      9,383      -            1,607  11,790      11,790            -            -          -      -        -          -    1,773    353,027          -            -
3d.1      Subtotal Period 3d Activity Costs                    -      -        800        -          -      9,383      -            1,607  11,790      11,790            -            -          -      -        -          -    1,773    353,027          -            -
Period 3d Collateral Costs 3d.3      Subtotal Period 3d Collateral Costs                  -      -          -          -          -        -        -              -        -            -              -            -          -      -        -          -      -          -            -            -
Period 3d Period-Dependent Costs 3d.4.1    Insurance                                            -      -          -          -          -        -          29              3      31          31          -            -          -      -        -          -      -          -            -            -
3d.4.2    Property taxes                                      -      -          -          -          -        -          19              2      21          21          -            -          -      -        -          -      -          -            -            -
3d.4.3    Plant energy budget                                  -      -          -          -          -        -        -              -        -            -              -            -          -      -        -          -      -          -            -            -
3d.4.4    NRC ISFSI Fees                                      -      -          -          -          -        -            8              1        9        -                9          -          -      -        -          -      -          -            -            -
3d.4.5    Emergency Planning Fees                              -      -          -          -          -        -          22              2      24        -                24          -          -      -        -          -      -          -            -            -
3d.4.6    ISFSI Operating Costs                                -      -          -          -          -        -            4              1        5        -                5          -          -      -        -          -      -          -            -            -
3d.4.7    Corporate A&G Cost                                  -      -          -          -          -        -            3              0        4            4          -            -          -      -        -          -      -          -            -            -
3d.4.8    Security Staff Cost                                  -      -          -          -          -        -        130              20    150          150            -            -          -      -        -          -      -          -            -          2,074 3d.4.9    Utility Staff Cost                                  -      -          -          -          -        -          38              6      43          43          -            -          -      -        -          -      -          -            -            539 3d.4      Subtotal Period 3d Period-Dependent Costs            -      -          -          -          -        -        253              34    287          249              38          -          -      -        -          -      -          -            -          2,613 3d.0      TOTAL PERIOD 3d COST                                -      -        800        -          -      9,383      253          1,641  12,077      12,039              38          -          -      -        -          -    1,773    353,027          -          2,613 PERIOD 3e - ISFSI Decontamination Period 3e Direct Decommissioning Activities Period 3e Additional Costs 3e.2.1    License Termination ISFSI                            -      121        128        857          -      1,554    2,401          1,265    6,327        6,327            -            -          -  31,408      -          -      -    1,548,066      11,371        4,282 3e.2      Subtotal Period 3e Additional Costs                  -      121        128        857          -      1,554    2,401          1,265    6,327        6,327            -            -          -  31,408      -          -      -    1,548,066      11,371        4,282 Period 3e Collateral Costs 3e.3      Subtotal Period 3e Collateral Costs                  -      -          -          -          -        -        -              -        -            -              -            -          -      -        -          -      -          -            -            -
Period 3e Period-Dependent Costs 3e.4.1    Insurance                                            -      -          -          -          -        -          86            22    108          108            -            -          -      -        -          -      -          -            -            -
3e.4.2    Property taxes                                      -      -          -          -          -        -        332              83    416          416            -            -          -      -        -          -      -          -            -            -
3e.4.3    Plant energy budget                                  -      -          -          -          -        -            8              2      10          10          -            -          -      -        -          -      -          -            -            -
3e.4.4    Corporate A&G Cost                                  -      -          -          -          -        -          26              7      33          33          -            -          -      -        -          -      -          -            -            -
3e.4.5    Security Staff Cost                                  -      -          -          -          -        -        413            103      517          517            -            -          -      -        -          -      -          -            -          4,999 3e.4.6    Utility Staff Cost                                  -      -          -          -          -        -        274              69    343          343            -            -          -      -        -          -      -          -            -          3,792 3e.4      Subtotal Period 3e Period-Dependent Costs            -      -          -          -          -        -      1,141            285    1,427        1,427            -            -          -      -        -          -      -          -            -          8,792 3e.0      TOTAL PERIOD 3e COST                                -      121        128        857          -      1,554    3,542          1,551    7,754        7,754            -            -          -  31,408      -          -      -    1,548,066      11,371        13,074 TLG Services, LLC
 
Davis-Besse Nuclear Power Station                                                                                                                                                                                                                                                      Document E22-1784-001, Rev. 0 Decommissioning Cost Analysis                                                                                                                                                                                                                                                              Appendix C, Page 12 of 12 Table C Davis Besse Nuclear Power Station DECON Decommissioning Cost Estimate (Thousands of 2020 Dollars)
Costs run: Tue, Feb 9, 2021 at 07:36:59                                                          Off-Site      LLRW                                            NRC      Spent Fuel      Site      Processed            Burial Volumes                Burial /                Utility and Activity                  DECCER Version 2016.08.16d                    Decon    Removal    Packaging  Transport    Processing    Disposal    Other      Total        Total    Lic. Term. Management    Restoration    Volume    Class A  Class B    Class C  GTCC    Processed      Craft    Contractor Index                        Activity Description                      Cost      Cost      Costs      Costs        Costs        Costs      Costs    Contingency      Costs      Costs        Costs        Costs      Cu. Feet  Cu. Feet Cu. Feet  Cu. Feet  Cu. Feet  Wt., Lbs. Manhours    Manhours PERIOD 3f - ISFSI Site Restoration Period 3f Direct Decommissioning Activities Period 3f Additional Costs 3f.2.1      Site Restoration ISFSI                                          -      1,879          -          -            -          -        322            330      2,531          -            -          2,531          -        -        -          -        -          -        18,175          320 3f.2        Subtotal Period 3f Additional Costs                              -      1,879          -          -            -          -        322            330      2,531          -            -          2,531          -        -        -          -        -          -        18,175          320 Period 3f Collateral Costs 3f.3.1      Small tool allowance                                            -          22        -          -            -          -        -                3        25        -            -              25        -        -        -          -        -          -            -            -
3f.3        Subtotal Period 3f Collateral Costs                              -          22        -          -            -          -        -                3        25        -            -              25        -        -        -          -        -          -            -            -
Period 3f Period-Dependent Costs 3f.4.1      Insurance                                                        -        -            -          -            -          -        -              -          -            -            -            -            -        -        -          -        -          -            -            -
3f.4.2      Property taxes                                                  -        -            -          -            -          -        168              17      184          -            -            184          -        -        -          -        -          -            -            -
3f.4.3      Heavy equipment rental                                          -        117          -          -            -          -        -                17      134          -            -            134          -        -        -          -        -          -            -            -
3f.4.4      Plant energy budget                                              -        -            -          -            -          -            4              1          5        -            -              5        -        -        -          -        -          -            -            -
3f.4.5      Corporate A&G Cost                                              -        -            -          -            -          -          13              2        15        -            -              15        -        -        -          -        -          -            -            -
3f.4.6      Security Staff Cost                                              -        -            -          -            -          -        208              31      240          -            -            240          -        -        -          -        -          -            -          2,520 3f.4.7      Utility Staff Cost                                              -        -            -          -            -          -        118              18      136          -            -            136          -        -        -          -        -          -            -          1,564 3f.4        Subtotal Period 3f Period-Dependent Costs                        -        117          -          -            -          -        512              86      715          -            -            715          -        -        -          -        -          -            -          4,084 3f.0        TOTAL PERIOD 3f COST                                            -      2,017          -          -            -          -        834            419      3,270          -            -          3,270          -        -        -          -        -          -        18,175        4,404 PERIOD 3 TOTALS                                                              -      31,266        928        857          -      10,937  261,346        43,027    348,363      21,990      257,070      69,303          -    31,408      -          -      1,773  1,901,093    197,228    2,624,009 TOTAL COST TO DECOMMISSION                                                10,761  119,657      20,073      16,795        18,895    65,369  689,134        166,163  1,106,847      667,073      355,908      83,865    205,468  268,470    1,644        449    1,773  25,721,880  1,154,062    6,328,601 TOTAL COST TO DECOMMISSION WITH 17.66% CONTINGENCY:                                                    $1,106,847  thousands of 2020 dollars TOTAL NRC LICENSE TERMINATION COST IS 60.27% OR:                                                        $667,073  thousands of 2020 dollars SPENT FUEL MANAGEMENT COST IS 32.16% OR:                                                                $355,908  thousands of 2020 dollars NON-NUCLEAR DEMOLITION COST IS 7.58% OR:                                                                  $83,865  thousands of 2020 dollars TOTAL LOW-LEVEL RADIOACTIVE WASTE VOLUME BURIED (EXCLUDING GTCC):                                          270,563 Cubic Feet TOTAL GREATER THAN CLASS C RADWASTE VOLUME GENERATED:                                                        1,773 Cubic Feet TOTAL SCRAP METAL REMOVED:                                                                                  39,849 Tons TOTAL CRAFT LABOR REQUIREMENTS:                                                                          1,154,062 Man-hours End Notes:
n/a - indicates that this activity not charged as decommissioning expense a - indicates that this activity performed by decommissioning staff 0 - indicates that this value is less than 0.5 but is non-zero A cell containing " - " indicates a zero value TLG Services, LLC
 
Davis-Besse Nuclear Power Station              Document E22-1784-001, Rev. 0 Decommissioning Cost Analysis                      Appendix D, Page 1 of 14 APPENDIX D DETAILED COST ANALYSIS SAFSTOR TLG Services, LLC
 
Davis-Besse Nuclear Power Station                                                                                                                                                                                                                              Document E22-1784-001, Rev. 0 Decommissioning Cost Analysis                                                                                                                                                                                                                                      Appendix D, Page 2 of 14 Table D Davis Besse Nuclear Power Station SAFSTOR Decommissioning Cost Estimate (Thousands of 2020 Dollars)
Costs run: Wed, Feb 24, 2021 at 14:48:42                                            Off-Site    LLRW                                        NRC        Spent Fuel      Site    Processed            Burial Volumes              Burial /                Utility and Activity                DECCER Version 2016.08.16d          Decon  Removal    Packaging    Transport  Processing  Disposal    Other        Total    Total  Lic. Term. Management    Restoration  Volume  Class A  Class B    Class C  GTCC    Processed    Craft      Contractor Index                      Activity Description            Cost    Cost      Costs        Costs      Costs      Costs      Costs    Contingency  Costs    Costs        Costs        Costs    Cu. Feet Cu. Feet Cu. Feet  Cu. Feet Cu. Feet  Wt., Lbs. Manhours    Manhours PERIOD 1a - Shutdown through Transition Period 1a Direct Decommissioning Activities 1a.1.1    SAFSTOR site characterization survey                  -      -            -            -            -        -        559            168    726        726            -            -          -      -        -          -      -          -          -            -
1a.1.2    Prepare preliminary decommissioning cost              -      -            -            -            -        -        165            25    190        190            -            -          -      -        -          -      -          -          -          1,300 1a.1.3    Notification of Cessation of Operations                                                                                                            a 1a.1.4    Remove fuel & source material                                                                                                                    n/a 1a.1.5    Notification of Permanent Defueling                                                                                                                a 1a.1.6    Deactivate plant systems & process waste                                                                                                          a 1a.1.7    Prepare and submit PSDAR                              -      -            -            -            -        -        254            38    292        292            -            -          -      -        -          -      -          -          -          2,000 1a.1.8    Review plant dwgs & specs.                            -      -            -            -            -        -        165            25    190        190            -            -          -      -        -          -      -          -          -          1,300 1a.1.9    Perform detailed rad survey                                                                                                                        a 1a.1.10    Estimate by-product inventory                          -      -            -            -            -        -        127            19    146        146            -            -          -      -        -          -      -          -          -          1,000 1a.1.11    End product description                                -      -            -            -            -        -        127            19    146        146            -            -          -      -        -          -      -          -          -          1,000 1a.1.12    Detailed by-product inventory                          -      -            -            -            -        -        190            29    219        219            -            -          -      -        -          -      -          -          -          1,500 1a.1.13    Define major work sequence                            -      -            -            -            -        -        127            19    146        146            -            -          -      -        -          -      -          -          -          1,000 1a.1.14    Perform SER and EA                                    -      -            -            -            -        -        393            59    452        452            -            -          -      -        -          -      -          -          -          3,100 1a.1.15    Perform Site-Specific Cost Study                      -      -            -            -            -        -        634            95    730        730            -            -          -      -        -          -      -          -          -          5,000 Activity Specifications 1a.1.16.1 Prepare plant and facilities for SAFSTOR                -      -            -            -            -        -        624            94    718        718            -            -          -      -        -          -      -          -          -          4,920 1a.1.16.2 Plant systems                                          -      -            -            -            -        -        529            79    608        608            -            -          -      -        -          -      -          -          -          4,167 1a.1.16.3 Plant structures and buildings                          -      -            -            -            -        -        396            59    455        455            -            -          -      -        -          -      -          -          -          3,120 1a.1.16.4 Waste management                                        -      -            -            -            -        -        254            38    292        292            -            -          -      -        -          -      -          -          -          2,000 1a.1.16.5 Facility and site dormancy                              -      -            -            -            -        -        254            38    292        292            -            -          -      -        -          -      -          -          -          2,000 1a.1.16    Total                                                  -      -            -            -            -        -      2,056            308  2,365      2,365            -            -          -      -        -          -      -          -          -          16,207 Detailed Work Procedures 1a.1.17.1 Plant systems                                          -      -            -            -            -        -        150            23    173        173            -            -          -      -        -          -      -          -          -          1,183 1a.1.17.2 Facility closeout & dormancy                            -      -            -            -            -        -        152            23    175        175            -            -          -      -        -          -      -          -          -          1,200 1a.1.17    Total                                                  -      -            -            -            -        -        302            45    348        348            -            -          -      -        -          -      -          -          -          2,383 1a.1.18    Procure vacuum drying system                          -      -            -            -            -        -          13            2      15          15          -            -          -      -        -          -      -          -          -            100 1a.1.19    Drain/de-energize non-cont. systems                                                                                                                a 1a.1.20    Drain & dry NSSS                                                                                                                                  a 1a.1.21    Drain/de-energize contaminated systems                                                                                                            a 1a.1.22    Decon/secure contaminated systems                                                                                                                  a 1a.1      Subtotal Period 1a Activity Costs                      -      -            -            -            -        -      5,112            851  5,963      5,963            -            -          -      -        -          -      -          -          -          35,890 Period 1a Additional Costs 1a.2.1    Asbestos Remedation                                    -    1,342            2        179          -        883        -              583  2,989      2,989            -            -          -  12,344      -          -      -    160,472      15,709            -
1a.2      Subtotal Period 1a Additional Costs                    -    1,342            2        179          -        883        -              583  2,989      2,989            -            -          -  12,344      -          -      -    160,472      15,709            -
Period 1a Collateral Costs 1a.3.1    Small tool allowance                                  -        19        -            -            -        -        -                3      22          22          -            -          -      -        -          -      -          -          -            -
1a.3.2    Spent Fuel Capital and Transfer                        -      -            -            -            -        -      10,607          1,591  12,198        -          12,198          -          -      -        -          -      -          -          -            -
1a.3      Subtotal Period 1a Collateral Costs                    -        19        -            -            -        -      10,607          1,594  12,221          22        12,198          -          -      -        -          -      -          -          -            -
Period 1a Period-Dependent Costs 1a.4.1    Insurance                                              -      -            -            -            -        -      2,879            288  3,167      3,167            -            -          -      -        -          -      -          -          -            -
1a.4.2    Property taxes                                        -      -            -            -            -        -      8,747            875  9,622      9,622            -            -          -      -        -          -      -          -          -            -
1a.4.3    Health physics supplies                                -      673          -            -            -        -        -              168    841        841            -            -          -      -        -          -      -          -          -            -
1a.4.4    Heavy equipment rental                                -      753          -            -            -        -        -              113    866        866            -            -          -      -        -          -      -          -          -            -
1a.4.5    Disposal of DAW generated                              -      -              12          4          -          32      -              10      57          57          -            -          -      572      -          -      -      11,443          19          -
1a.4.6    Plant energy budget                                    -      -            -            -            -        -      1,260            189  1,449      1,449            -            -          -      -        -          -      -          -          -            -
1a.4.7    NRC Fees                                              -      -            -            -            -        -        892            89    981        981            -            -          -      -        -          -      -          -          -            -
1a.4.8    Emergency Planning Fees                                -      -            -            -            -        -      2,258            226  2,484        -            2,484          -          -      -        -          -      -          -          -            -
TLG Services, Inc.
 
Davis-Besse Nuclear Power Station                                                                                                                                                                                                                                      Document E22-1784-001, Rev. 0 Decommissioning Cost Analysis                                                                                                                                                                                                                                                Appendix D, Page 3 of 14 Table D Davis Besse Nuclear Power Station SAFSTOR Decommissioning Cost Estimate (Thousands of 2020 Dollars)
Costs run: Wed, Feb 24, 2021 at 14:48:42                                              Off-Site    LLRW                                            NRC        Spent Fuel      Site    Processed              Burial Volumes              Burial /                Utility and Activity                  DECCER Version 2016.08.16d        Decon    Removal    Packaging    Transport  Processing  Disposal    Other        Total      Total    Lic. Term. Management    Restoration  Volume    Class A  Class B    Class C  GTCC    Processed    Craft      Contractor Index                      Activity Description            Cost      Cost      Costs        Costs      Costs      Costs      Costs    Contingency    Costs      Costs        Costs          Costs    Cu. Feet  Cu. Feet  Cu. Feet  Cu. Feet Cu. Feet  Wt., Lbs. Manhours    Manhours Period 1a Period-Dependent Costs (continued) 1a.4.9    Spent Fuel Pool O&M                                    -        -            -            -            -        -        845            127      971          -              971          -          -        -        -          -      -          -          -            -
1a.4.10    ISFSI Operating Costs                                  -        -            -            -            -        -        112              17    129          -              129          -          -        -        -          -      -          -          -            -
1a.4.11    Corporate A&G Cost                                    -        -            -            -            -        -      7,982          1,197    9,180        9,180            -            -          -        -        -          -      -          -          -            -
1a.4.12    Security Staff Cost                                    -        -            -            -            -        -      9,272          1,391  10,663      10,663            -            -          -        -        -          -      -          -          -        197,600 1a.4.13    Utility Staff Cost                                    -        -            -            -            -        -      25,331          3,800  29,131      29,131            -            -          -        -        -          -      -          -          -        357,760 1a.4      Subtotal Period 1a Period-Dependent Costs              -      1,426            12          4          -          32  59,580          8,489  69,542      65,958          3,584          -          -        572      -          -      -      11,443          19      555,360 1a.0      TOTAL PERIOD 1a COST                                  -      2,787            14        184          -        914    75,299          11,517  90,714      74,932        15,783          -          -    12,916        -          -      -      171,916    15,727        591,250 PERIOD 1b - SAFSTOR Limited DECON Activities Period 1b Direct Decommissioning Activities Decontamination of Site Buildings 1b.1.1.1    Reactor Building                                    1,698      -            -            -            -        -        -              849    2,547        2,547            -            -          -        -        -          -      -          -      26,223            -
1b.1.1.2 Auxiliary Building                                      304      -            -            -            -        -        -              152      456          456            -            -          -        -        -          -      -          -        4,801            -
1b.1.1.3 Low Level Radwaste Storage Facility                      120      -            -            -            -        -        -                60    180          180            -            -          -        -        -          -      -          -        1,897            -
1b.1.1.4 Fuel Handling Area (Aux Bldg)                            916      -            -            -            -        -        -              458    1,373        1,373            -            -          -        -        -          -      -          -      13,613            -
1b.1.1    Totals                                              3,038      -            -            -            -        -        -            1,519    4,557        4,557            -            -          -        -        -          -      -          -      46,533            -
1b.1      Subtotal Period 1b Activity Costs                    3,038      -            -            -            -        -        -            1,519    4,557        4,557            -            -          -        -        -          -      -          -      46,533            -
Period 1b Additional Costs 1b.2.1    Spent fuel pool isolation                              -        -            -            -            -        -      12,675          1,901  14,576      14,576            -            -          -        -        -          -      -          -          -            -
1b.2.2    Mixed/Hazardous Waste                                  -        -          771        1,194          581      227        -              400    3,173        3,173            -            -      40,357      838      -          -      -    2,467,581      2,555            -
1b.2      Subtotal Period 1b Additional Costs                    -        -          771        1,194          581      227    12,675          2,301  17,750      17,750            -            -      40,357      838      -          -      -    2,467,581      2,555            -
Period 1b Collateral Costs 1b.3.1    Decon equipment                                      1,055      -            -            -            -        -        -              158    1,213        1,213            -            -          -        -        -          -      -          -          -            -
1b.3.2    Process decommissioning water waste                    194      -          131          276          -        506        -              278    1,385        1,385            -            -          -      1,191      -          -      -      71,431        232            -
1b.3.3    Process decommissioning chemical flush waste          -        -            -            -            -        -        -              -        -            -              -            -          -        -        -          -      -          -          -            -
1b.3.4    Small tool allowance                                  -          50        -            -            -        -        -                  8      58          58          -            -          -        -        -          -      -          -          -            -
1b.3.5    Spent Fuel Capital and Transfer                        -        -            -            -            -        -      3,653            548    4,201          -            4,201          -          -        -        -          -      -          -          -            -
1b.3      Subtotal Period 1b Collateral Costs                  1,249        50        131          276          -        506      3,653            992    6,857        2,656          4,201          -          -      1,191      -          -      -      71,431        232            -
Period 1b Period-Dependent Costs 1b.4.1    Decon supplies                                      1,189      -            -            -            -        -        -              297    1,486        1,486            -            -          -        -        -          -      -          -          -            -
1b.4.2    Insurance                                              -        -            -            -            -        -        726              73    798          798            -            -          -        -        -          -      -          -          -            -
1b.4.3    Property taxes                                        -        -            -            -            -        -        964              96  1,060        1,060            -            -          -        -        -          -      -          -          -            -
1b.4.4    Health physics supplies                                -        428          -            -            -        -        -              107      534          534            -            -          -        -        -          -      -          -          -            -
1b.4.5    Heavy equipment rental                                -        190          -            -            -        -        -                28    218          218            -            -          -        -        -          -      -          -          -            -
1b.4.6    Disposal of DAW generated                              -        -              12          4          -          34      -                10      61          61          -            -          -        612      -          -      -      12,236          20          -
1b.4.7    Plant energy budget                                    -        -            -            -            -        -        318              48    365          365            -            -          -        -        -          -      -          -          -            -
1b.4.8    NRC Fees                                              -        -            -            -            -        -        163              16    179          179            -            -          -        -        -          -      -          -          -            -
1b.4.9    Emergency Planning Fees                                -        -            -            -            -        -        389              39    428          -              428          -          -        -        -          -      -          -          -            -
1b.4.10    Spent Fuel Pool O&M                                    -        -            -            -            -        -        213              32    245          -              245          -          -        -        -          -      -          -          -            -
1b.4.11    ISFSI Operating Costs                                  -        -            -            -            -        -          28              4      32        -                32          -          -        -        -          -      -          -          -            -
1b.4.12    Corporate A&G Cost                                    -        -            -            -            -        -        503              75    578          578            -            -          -        -        -          -      -          -          -            -
1b.4.13    Security Staff Cost                                    -        -            -            -            -        -      2,337            351    2,688        2,688            -            -          -        -        -          -      -          -          -          49,806 1b.4.14    Utility Staff Cost                                    -        -            -            -            -        -      6,385            958    7,343        7,343            -            -          -        -        -          -      -          -          -          90,175 1b.4      Subtotal Period 1b Period-Dependent Costs            1,189      617            12          4          -          34  12,025          2,135  16,017      15,312            706          -          -        612      -          -      -      12,236          20      139,981 1b.0      TOTAL PERIOD 1b COST                                5,475      668        915        1,474          581      767    28,353          6,947  45,180      40,274          4,906          -      40,357    2,640      -          -      -    2,551,249    49,340        139,981 PERIOD 1c - Preparations for SAFSTOR Dormancy Period 1c Direct Decommissioning Activities TLG Services, Inc.
 
Davis-Besse Nuclear Power Station                                                                                                                                                                                                                                            Document E22-1784-001, Rev. 0 Decommissioning Cost Analysis                                                                                                                                                                                                                                                      Appendix D, Page 4 of 14 Table D Davis Besse Nuclear Power Station SAFSTOR Decommissioning Cost Estimate (Thousands of 2020 Dollars)
Costs run: Wed, Feb 24, 2021 at 14:48:42                                                Off-Site    LLRW                                            NRC        Spent Fuel      Site    Processed              Burial Volumes                Burial /                Utility and Activity                  DECCER Version 2016.08.16d        Decon    Removal    Packaging    Transport    Processing  Disposal    Other        Total      Total    Lic. Term. Management    Restoration  Volume    Class A  Class B    Class C    GTCC    Processed      Craft    Contractor Index                      Activity Description            Cost      Cost      Costs        Costs        Costs      Costs      Costs    Contingency    Costs      Costs        Costs          Costs    Cu. Feet  Cu. Feet  Cu. Feet  Cu. Feet    Cu. Feet  Wt., Lbs. Manhours    Manhours 1c.1.1    Prepare support equipment for storage                  -          500          -            -            -        -        -                75    575          575            -            -          -        -        -          -          -          -        3,000          -
1c.1.2    Install containment pressure equal. lines              -            48        -            -            -        -        -                  7      55          55          -            -          -        -        -          -          -          -          700          -
1c.1.3    Interim survey prior to dormancy                      -          -            -            -            -        -        733            220      953          953            -            -          -        -        -          -          -          -        9,229          -
1c.1.4    Secure building accesses                                                                                                                                  a 1c.1.5    Prepare & submit interim report                        -          -            -            -            -        -          74              11      85          85          -            -          -        -        -          -          -          -          -            583 1c.1      Subtotal Period 1c Activity Costs                      -          547          -            -            -        -        807            313    1,667        1,667            -            -          -        -        -          -          -          -      12,929          583 Period 1c Collateral Costs 1c.3.1    Process decommissioning water waste                    203        -          138          289            -        532      -              292    1,454        1,454            -            -          -      1,251      -          -          -      75,035        244          -
1c.3.2    Process decommissioning chemical flush waste          -          -            -            -            -        -        -              -        -            -              -            -          -        -        -          -          -          -          -            -
1c.3.3    Small tool allowance                                  -            4        -            -            -        -        -                  1        5            5          -            -          -        -        -          -          -          -          -            -
1c.3.4    Spent Fuel Capital and Transfer                        -          -            -            -            -        -      3,653            548    4,201          -            4,201          -          -        -        -          -          -          -          -            -
1c.3      Subtotal Period 1c Collateral Costs                    203          4        138          289            -        532    3,653            840    5,660        1,459          4,201          -          -      1,251      -          -          -      75,035        244          -
Period 1c Period-Dependent Costs 1c.4.1    Insurance                                              -          -            -            -            -        -        726              73    798          798            -            -          -        -        -          -          -          -          -            -
1c.4.2    Property taxes                                        -          -            -            -            -        -        964              96  1,060        1,060            -            -          -        -        -          -          -          -          -            -
1c.4.3    Health physics supplies                                -          222          -            -            -        -        -                55    277          277            -            -          -        -        -          -          -          -          -            -
1c.4.4    Heavy equipment rental                                -          190          -            -            -        -        -                28    218          218            -            -          -        -        -          -          -          -          -            -
1c.4.5    Disposal of DAW generated                              -          -              3            1          -            8      -                  2      14          14          -            -          -        144      -          -          -        2,884          5          -
1c.4.6    Plant energy budget                                    -          -            -            -            -        -        318              48    365          365            -            -          -        -        -          -          -          -          -            -
1c.4.7    NRC Fees                                              -          -            -            -            -        -        163              16    179          179            -            -          -        -        -          -          -          -          -            -
1c.4.8    Emergency Planning Fees                                -          -            -            -            -        -        389              39    428          -              428          -          -        -        -          -          -          -          -            -
1c.4.9    Spent Fuel Pool O&M                                    -          -            -            -            -        -        213              32    245          -              245          -          -        -        -          -          -          -          -            -
1c.4.10    ISFSI Operating Costs                                  -          -            -            -            -        -          28              4      32        -                32          -          -        -        -          -          -          -          -            -
1c.4.11    Corporate A&G Cost                                    -          -            -            -            -        -        503              75    578          578            -            -          -        -        -          -          -          -          -            -
1c.4.12    Security Staff Cost                                    -          -            -            -            -        -      2,337            351    2,688        2,688            -            -          -        -        -          -          -          -          -        49,806 1c.4.13    Utility Staff Cost                                    -          -            -            -            -        -      6,385            958    7,343        7,343            -            -          -        -        -          -          -          -          -        90,175 1c.4      Subtotal Period 1c Period-Dependent Costs              -          412            3            1          -            8  12,025          1,778  14,227      13,522            706          -          -        144      -          -          -        2,884          5      139,981 1c.0      TOTAL PERIOD 1c COST                                  203        964        141          290            -        540    16,485          2,932  21,555      16,648          4,906          -          -      1,395      -          -          -      77,919      13,177      140,565 PERIOD 1 TOTALS                                                5,679      4,418      1,070        1,948          581      2,222  120,138          21,395  157,449      131,854        25,595          -      40,357  16,951        -          -          -    2,801,084      78,245      871,796 PERIOD 2a - SAFSTOR Dormancy with Wet Spent Fuel Storage Period 2a Direct Decommissioning Activities 2a.1.1    Quarterly Inspection                                                                                                                                      a 2a.1.2    Semi-annual environmental survey                                                                                                                          a 2a.1.3    Prepare reports                                                                                                                                          a 2a.1.4    Bituminous roof replacement                            -          -            -            -            -        -        494              74    568          568            -            -          -        -        -          -          -          -          -            -
2a.1.5    Maintenance supplies                                  -          -            -            -            -        -        513            128      641          641            -            -          -        -        -          -          -          -          -            -
2a.1      Subtotal Period 2a Activity Costs                      -          -            -            -            -        -      1,007            202    1,209        1,209            -            -          -        -        -          -          -          -          -            -
Period 2a Additional Costs 2a.2.1    Spent Fuel Pool Legacy C Waste                          94        54          90          70          -        544          7            217    1,076        1,076            -            -          -        -        -            56      -        8,643        667            27 2a.2.2    Spent Fuel Pool Legacy A Waste                        -            29            6          16          -          72        13              30    166          166            -            -          -        286      -          -          -      16,214        460          180 2a.2      Subtotal Period 2a Additional Costs                      94        82          96          87          -        616        20            247    1,241        1,241            -            -          -        286      -            56      -      24,858      1,127          207 Period 2a Collateral Costs 2a.3.1    Small tool allowance                                  -            3        -            -            -        -        -                  0        3            3          -            -          -        -        -          -          -          -          -            -
2a.3.2    Spent Fuel Capital and Transfer                        -          -            -            -            -        -      47,739          7,161  54,899          -          54,899          -          -        -        -          -          -          -          -            -
2a.3      Subtotal Period 2a Collateral Costs                    -            3        -            -            -        -      47,739          7,161  54,903            3        54,899          -          -        -        -          -          -          -          -            -
Period 2a Period-Dependent Costs 2a.4.1    Insurance                                              -          -            -            -            -        -      2,602            260    2,863        2,863            -            -          -        -        -          -          -          -          -            -
2a.4.2    Property taxes                                        -          -            -            -            -        -      2,385            239    2,624        2,624            -            -          -        -        -          -          -          -          -            -
2a.4.3    Health physics supplies                                -          928          -            -            -        -        -              232    1,160        1,160            -            -          -        -        -          -          -          -          -            -
TLG Services, Inc.
 
Davis-Besse Nuclear Power Station                                                                                                                                                                                                                                      Document E22-1784-001, Rev. 0 Decommissioning Cost Analysis                                                                                                                                                                                                                                                Appendix D, Page 5 of 14 Table D Davis Besse Nuclear Power Station SAFSTOR Decommissioning Cost Estimate (Thousands of 2020 Dollars)
Costs run: Wed, Feb 24, 2021 at 14:48:42                                                Off-Site    LLRW                                          NRC        Spent Fuel      Site    Processed            Burial Volumes                Burial /                Utility and Activity                  DECCER Version 2016.08.16d        Decon    Removal  Packaging    Transport    Processing  Disposal    Other      Total      Total    Lic. Term. Management    Restoration  Volume  Class A  Class B    Class C    GTCC    Processed    Craft      Contractor Index                      Activity Description            Cost      Cost      Costs        Costs        Costs      Costs      Costs    Contingency    Costs      Costs        Costs        Costs    Cu. Feet Cu. Feet  Cu. Feet  Cu. Feet    Cu. Feet  Wt., Lbs. Manhours    Manhours Period 2a Period-Dependent Costs (continued) 2a.4.4    Disposal of DAW generated                              -          -            18            6          -          49      -                15      88          88          -            -          -      879      -          -          -      17,574          29          -
2a.4.5    Plant energy budget                                    -          -          -            -            -        -        882            132    1,014        1,014            -            -          -      -        -          -          -          -          -            -
2a.4.6    NRC Fees                                              -          -          -            -            -        -        852              85    938          938            -            -          -      -        -          -          -          -          -            -
2a.4.7    Emergency Planning Fees                                -          -          -            -            -        -      5,404            540    5,945          -            5,945          -          -      -        -          -          -          -          -            -
2a.4.8    Spent Fuel Pool O&M                                    -          -          -            -            -        -      2,955            443    3,398          -            3,398          -          -      -        -          -          -          -          -            -
2a.4.9    ISFSI Operating Costs                                  -          -          -            -            -        -        392              59    450          -              450          -          -      -        -          -          -          -          -            -
2a.4.10    Corporate A&G Cost                                    -          -          -            -            -        -      6,977          1,047    8,024        8,024            -            -          -      -        -          -          -          -          -            -
2a.4.11    Security Staff Cost                                    -          -          -            -            -        -      29,277          4,392  33,669      19,999        13,670          -          -      -        -          -          -          -          -        589,449 2a.4.12    Utility Staff Cost                                    -          -          -            -            -        -      32,446          4,867  37,313      33,357          3,955          -          -      -        -          -          -          -          -        414,798 2a.4      Subtotal Period 2a Period-Dependent Costs              -          928          18            6          -          49  84,172        12,311  97,484      70,066        27,417          -          -      879      -          -          -      17,574          29    1,004,247 2a.0      TOTAL PERIOD 2a COST                                    94    1,013        113            93          -        665    132,938        19,921  154,837      72,520        82,317          -          -    1,165      -            56      -      42,432      1,155      1,004,454 PERIOD 2b - SAFSTOR Dormancy with Dry Spent Fuel Storage Period 2b Direct Decommissioning Activities 2b.1.1    Quarterly Inspection                                                                                                                                    a 2b.1.2    Semi-annual environmental survey                                                                                                                        a 2b.1.3    Prepare reports                                                                                                                                        a 2b.1.4    Bituminous roof replacement                            -          -          -            -            -        -      4,761            714    5,476        5,476            -            -          -      -        -          -          -          -          -            -
2b.1.5    Maintenance supplies                                  -          -          -            -            -        -      4,943          1,236    6,179        6,179            -            -          -      -        -          -          -          -          -            -
2b.1      Subtotal Period 2b Activity Costs                      -          -          -            -            -        -      9,705          1,950  11,655      11,655            -            -          -      -        -          -          -          -          -            -
Period 2b Collateral Costs 2b.3.1    Spent Fuel Capital and Transfer                        -          -          -            -            -        -      10,000          1,500  11,500          -          11,500          -          -      -        -          -          -          -          -            -
2b.3      Subtotal Period 2b Collateral Costs                    -          -          -            -            -        -      10,000          1,500  11,500          -          11,500          -          -      -        -          -          -          -          -            -
Period 2b Period-Dependent Costs 2b.4.1    Insurance                                              -          -          -            -            -        -      25,080          2,508  27,588      27,588            -            -          -      -        -          -          -          -          -            -
2b.4.2    Property taxes                                        -          -          -            -            -        -      16,848          1,685  18,533      18,533            -            -          -      -        -          -          -          -          -            -
2b.4.3    Health physics supplies                                -        4,358        -            -            -        -        -            1,089    5,447        5,447            -            -          -      -        -          -          -          -          -            -
2b.4.4    Disposal of DAW generated                              -          -            84          30          -        229        -                70    413          413            -            -          -    4,133      -          -          -      82,654        135            -
2b.4.5    Plant energy budget                                    -          -          -            -            -        -      4,249            637    4,886        4,886            -            -          -      -        -          -          -          -          -            -
2b.4.6    NRC Fees                                              -          -          -            -            -        -      7,670            767    8,436        8,436            -            -          -      -        -          -          -          -          -            -
2b.4.7    Emergency Planning Fees                                -          -          -            -            -        -      19,323          1,932  21,255          -          21,255          -          -      -        -          -          -          -          -            -
2b.4.8    ISFSI Operating Costs                                  -          -          -            -            -        -      3,774            566    4,340          -            4,340          -          -      -        -          -          -          -          -            -
2b.4.9    Corporate A&G Cost                                    -          -          -            -            -        -      2,690            403    3,093        3,093            -            -          -      -        -          -          -          -          -            -
2b.4.10    Security Staff Cost                                    -          -          -            -            -        -    114,529        17,179  131,708          -          131,708          -          -      -        -          -          -          -          -      1,823,459 2b.4.11    Utility Staff Cost                                    -          -          -            -            -        -    149,546        22,432  171,977      133,798        38,179          -          -      -        -          -          -          -          -      1,823,459 2b.4      Subtotal Period 2b Period-Dependent Costs              -        4,358          84          30          -        229    343,707        49,270  397,677      202,195        195,482          -          -    4,133      -          -          -      82,654        135      3,646,918 2b.0      TOTAL PERIOD 2b COST                                  -        4,358          84          30          -        229    363,411        52,720  420,831      213,849        206,982          -          -    4,133      -          -          -      82,654        135      3,646,918 PERIOD 2c - SAFSTOR Dormancy without Spent Fuel Storage Period 2c Direct Decommissioning Activities 2c.1.1    Quarterly Inspection                                                                                                                                    a 2c.1.2    Semi-annual environmental survey                                                                                                                        a 2c.1.3    Prepare reports                                                                                                                                        a 2c.1.4    Bituminous roof replacement                            -          -          -            -            -        -      2,174            326    2,500        2,500            -            -          -      -        -          -          -          -          -            -
2c.1.5    Maintenance supplies                                  -          -          -            -            -        -      2,257            564    2,821        2,821            -            -          -      -        -          -          -          -          -            -
2c.1      Subtotal Period 2c Activity Costs                      -          -          -            -            -        -      4,430            890    5,320        5,320            -            -          -      -        -          -          -          -          -            -
Period 2c Collateral Costs 2c.3      Subtotal Period 2c Collateral Costs                    -          -          -            -            -        -        -              -        -            -              -            -          -      -        -          -          -          -          -            -
TLG Services, Inc.
 
Davis-Besse Nuclear Power Station                                                                                                                                                                                                                                          Document E22-1784-001, Rev. 0 Decommissioning Cost Analysis                                                                                                                                                                                                                                                  Appendix D, Page 6 of 14 Table D Davis Besse Nuclear Power Station SAFSTOR Decommissioning Cost Estimate (Thousands of 2020 Dollars)
Costs run: Wed, Feb 24, 2021 at 14:48:42                                                Off-Site    LLRW                                            NRC        Spent Fuel      Site      Processed            Burial Volumes                Burial /                Utility and Activity                  DECCER Version 2016.08.16d        Decon    Removal  Packaging    Transport    Processing  Disposal    Other        Total      Total    Lic. Term. Management    Restoration    Volume  Class A  Class B    Class C    GTCC    Processed    Craft      Contractor Index                        Activity Description          Cost      Cost      Costs        Costs        Costs      Costs      Costs    Contingency    Costs      Costs        Costs        Costs      Cu. Feet Cu. Feet  Cu. Feet  Cu. Feet    Cu. Feet  Wt., Lbs. Manhours    Manhours Period 2c Period-Dependent Costs 2c.4.1    Insurance                                              -          -          -            -            -        -      6,744            674    7,419        7,419            -            -            -      -        -          -          -          -          -            -
2c.4.2    Property taxes                                        -          -          -            -            -        -      7,690            769    8,459        8,459            -            -            -      -        -          -          -          -          -            -
2c.4.3    Health physics supplies                                -        1,729        -            -            -        -        -              432    2,162        2,162            -            -            -      -        -          -          -          -          -            -
2c.4.4    Disposal of DAW generated                              -          -            32          11          -          87      -                27    157          157            -            -            -    1,567      -          -          -      31,334          51          -
2c.4.5    Plant energy budget                                    -          -          -            -            -        -      1,939            291    2,230        2,230            -            -            -      -        -          -          -          -          -            -
2c.4.6    NRC Fees                                              -          -          -            -            -        -      3,158            316    3,474        3,474            -            -            -      -        -          -          -          -          -            -
2c.4.7    Corporate A&G Cost                                    -          -          -            -            -        -      1,228            184    1,412        1,412            -            -            -      -        -          -          -          -          -            -
2c.4.8    Security Staff Cost                                    -          -          -            -            -        -      31,318          4,698  36,015      36,015            -            -            -      -        -          -          -          -          -        480,224 2c.4.9    Utility Staff Cost                                    -          -          -            -            -        -      17,317          2,598  19,914      19,914            -            -            -      -        -          -          -          -          -        280,130 2c.4      Subtotal Period 2c Period-Dependent Costs              -        1,729          32          11          -          87  69,394          9,988  81,242      81,242            -            -            -    1,567      -          -          -      31,334          51      760,354 2c.0      TOTAL PERIOD 2c COST                                  -        1,729          32          11          -          87  73,824          10,879  86,562      86,562            -            -            -    1,567      -          -          -      31,334          51      760,354 PERIOD 2 TOTALS                                                    94    7,100        230          134            -        981    570,173          83,519  662,230      372,931        289,299          -            -    6,864      -            56      -    156,420      1,341      5,411,726 PERIOD 3a - Reactivate Site Following SAFSTOR Dormancy Period 3a Direct Decommissioning Activities 3a.1.1    Prepare preliminary decommissioning cost              -          -          -            -            -        -        165              25    190          190            -            -            -      -        -          -          -          -          -          1,300 3a.1.2    Review plant dwgs & specs.                            -          -          -            -            -        -        584              88    671          671            -            -            -      -        -          -          -          -          -          4,600 3a.1.3    Perform detailed rad survey                                                                                                                              a 3a.1.4    End product description                                -          -          -            -            -        -        127              19    146          146            -            -            -      -        -          -          -          -          -          1,000 3a.1.5    Detailed by-product inventory                          -          -          -            -            -        -        165              25    190          190            -            -            -      -        -          -          -          -          -          1,300 3a.1.6    Define major work sequence                            -          -          -            -            -        -        952            143    1,094        1,094            -            -            -      -        -          -          -          -          -          7,500 3a.1.7    Perform SER and EA                                    -          -          -            -            -        -        393              59    452          452            -            -            -      -        -          -          -          -          -          3,100 3a.1.8    Prepare/submit Defueled Technical Specifications      -          -          -            -            -        -        952            143    1,094        1,094            -            -            -      -        -          -          -          -          -          7,500 3a.1.9    Perform Site-Specific Cost Study                      -          -          -            -            -        -        634              95    730          730            -            -            -      -        -          -          -          -          -          5,000 3a.1.10    Prepare/submit Irradiated Fuel Management Plan        -          -          -            -            -        -        127              19    146          146            -            -            -      -        -          -          -          -          -          1,000 Activity Specifications 3a.1.11.1 Re-activate plant & temporary facilities                -          -          -            -            -        -        935            140    1,075          968            -            108          -      -        -          -          -          -          -          7,370 3a.1.11.2 Plant systems                                          -          -          -            -            -        -        529              79    608          547            -              61        -      -        -          -          -          -          -          4,167 3a.1.11.3 Reactor internals                                      -          -          -            -            -        -        901            135    1,036        1,036            -            -            -      -        -          -          -          -          -          7,100 3a.1.11.4 Reactor vessel                                          -          -          -            -            -        -        825            124      948          948            -            -            -      -        -          -          -          -          -          6,500 3a.1.11.5 Biological shield                                      -          -          -            -            -        -          63              10      73          73          -            -            -      -        -          -          -          -          -            500 3a.1.11.6 Steam generators                                        -          -          -            -            -        -        396              59    455          455            -            -            -      -        -          -          -          -          -          3,120 3a.1.11.7 Reinforced concrete                                    -          -          -            -            -        -        203              30    233          117            -            117          -      -        -          -          -          -          -          1,600 3a.1.11.8 Main Turbine                                            -          -          -            -            -        -          51              8      58        -              -              58        -      -        -          -          -          -          -            400 3a.1.11.9 Main Condensers                                        -          -          -            -            -        -          51              8      58        -              -              58        -      -        -          -          -          -          -            400 3a.1.11.10 Plant structures & buildings                          -          -          -            -            -        -        396              59    455          228            -            228          -      -        -          -          -          -          -          3,120 3a.1.11.11 Waste management                                      -          -          -            -            -        -        584              88    671          671            -            -            -      -        -          -          -          -          -          4,600 3a.1.11.12 Facility & site closeout                              -          -          -            -            -        -        114              17    131            66          -              66        -      -        -          -          -          -          -            900 3a.1.11    Total                                                  -          -          -            -            -        -      5,046            757    5,803        5,108            -            695          -      -        -          -          -          -          -          39,777 Planning & Site Preparations 3a.1.12    Prepare dismantling sequence                          -          -          -            -            -        -        304              46    350          350            -            -            -      -        -          -          -          -          -          2,400 3a.1.13    Plant prep. & temp. svces                              -          -          -            -            -        -      3,500            525    4,025        4,025            -            -            -      -        -          -          -          -          -            -
3a.1.14    Design water clean-up system                          -          -          -            -            -        -        178              27    204          204            -            -            -      -        -          -          -          -          -          1,400 3a.1.15    Rigging/Cont. Cntrl Envlps/tooling/etc.                -          -          -            -            -        -      2,400            360    2,760        2,760            -            -            -      -        -          -          -          -          -            -
3a.1.16    Procure casks/liners & containers                      -          -          -            -            -        -        156              23    179          179            -            -            -      -        -          -          -          -          -          1,230 3a.1      Subtotal Period 3a Activity Costs                      -          -          -            -            -        -      15,683          2,352  18,035      17,340            -            695          -      -        -          -          -          -          -          77,107 Period 3a Collateral Costs 3a.3      Subtotal Period 3a Collateral Costs                    -          -          -            -            -        -        -              -        -            -              -            -            -      -        -          -          -          -          -            -
Period 3a Period-Dependent Costs 3a.4.1    Insurance                                              -          -          -            -            -        -        438              44    482          482            -            -            -      -        -          -          -          -          -            -
3a.4.2    Property taxes                                        -          -          -            -            -        -        499              50    549          549            -            -            -      -        -          -          -          -          -            -
TLG Services, Inc.
 
Davis-Besse Nuclear Power Station                                                                                                                                                                                                                                Document E22-1784-001, Rev. 0 Decommissioning Cost Analysis                                                                                                                                                                                                                                          Appendix D, Page 7 of 14 Table D Davis Besse Nuclear Power Station SAFSTOR Decommissioning Cost Estimate (Thousands of 2020 Dollars)
Costs run: Wed, Feb 24, 2021 at 14:48:42                                                Off-Site    LLRW                                        NRC        Spent Fuel    Site      Processed            Burial Volumes              Burial /                Utility and Activity                DECCER Version 2016.08.16d        Decon    Removal    Packaging    Transport  Processing  Disposal    Other        Total    Total  Lic. Term. Management  Restoration    Volume  Class A  Class B    Class C  GTCC    Processed      Craft      Contractor Index                      Activity Description            Cost      Cost      Costs        Costs      Costs      Costs      Costs    Contingency  Costs    Costs        Costs      Costs      Cu. Feet Cu. Feet Cu. Feet  Cu. Feet Cu. Feet  Wt., Lbs. Manhours    Manhours Period 3a Period-Dependent Costs (continued) 3a.4.3    Health physics supplies                                -          537          -            -            -        -        -              134    671        671            -          -            -      -        -          -      -          -          -            -
3a.4.4    Heavy equipment rental                                -          753          -            -            -        -        -              113    866        866            -          -            -      -        -          -      -          -          -            -
3a.4.5    Disposal of DAW generated                              -          -              10          4          -          28      -                9      51          51          -          -            -      514      -          -      -      10,287            17          -
3a.4.6    Plant energy budget                                    -          -            -            -            -        -      1,260            189  1,449      1,449            -          -            -      -        -          -      -          -          -            -
3a.4.7    NRC Fees                                              -          -            -            -            -        -        335            33    368        368            -          -            -      -        -          -      -          -          -            -
3a.4.8    Corporate A&G Cost                                    -          -            -            -            -        -      1,197            179  1,376      1,376            -          -            -      -        -          -      -          -          -            -
3a.4.9    Security Staff Cost                                    -          -            -            -            -        -      2,841            426  3,267      3,267            -          -            -      -        -          -      -          -          -          65,000 3a.4.10  Utility Staff Cost                                    -          -            -            -            -        -      16,944          2,542  19,485      19,485            -          -            -      -        -          -      -          -          -        257,920 3a.4      Subtotal Period 3a Period-Dependent Costs              -        1,289            10          4          -          28  23,513          3,719  28,565      28,565            -          -            -      514      -          -      -      10,287            17      322,920 3a.0      TOTAL PERIOD 3a COST                                  -        1,289            10          4          -          28  39,196          6,072  46,599      45,904            -          695          -      514      -          -      -      10,287            17      400,027 PERIOD 3b - Decommissioning Preparations Period 3b Direct Decommissioning Activities Detailed Work Procedures 3b.1.1.1 Plant systems                                          -          -            -            -            -        -        600            90    691        621            -            69        -      -        -          -      -          -          -          4,733 3b.1.1.2 Reactor internals                                      -          -            -            -            -        -        317            48    365        365            -          -            -      -        -          -      -          -          -          2,500 3b.1.1.3 Remaining buildings                                    -          -            -            -            -        -        171            26    197          49          -          148          -      -        -          -      -          -          -          1,350 3b.1.1.4 CRD cooling assembly                                    -          -            -            -            -        -        127            19    146        146            -          -            -      -        -          -      -          -          -          1,000 3b.1.1.5 CRD housings & ICI tubes                                -          -            -            -            -        -        127            19    146        146            -          -            -      -        -          -      -          -          -          1,000 3b.1.1.6 Incore instrumentation                                  -          -            -            -            -        -        127            19    146        146            -          -            -      -        -          -      -          -          -          1,000 3b.1.1.7 Reactor vessel                                          -          -            -            -            -        -        461            69    530        530            -          -            -      -        -          -      -          -          -          3,630 3b.1.1.8 Facility closeout                                      -          -            -            -            -        -        152            23    175          88          -            88        -      -        -          -      -          -          -          1,200 3b.1.1.9 Missile shields                                        -          -            -            -            -        -          57            9      66          66          -          -            -      -        -          -      -          -          -            450 3b.1.1.10 Biological shield                                      -          -            -            -            -        -        152            23    175        175            -          -            -      -        -          -      -          -          -          1,200 3b.1.1.11 Steam generators                                      -          -            -            -            -        -        584            88    671        671            -          -            -      -        -          -      -          -          -          4,600 3b.1.1.12 Reinforced concrete                                    -          -            -            -            -        -        127            19    146          73          -            73        -      -        -          -      -          -          -          1,000 3b.1.1.13 Main Turbine                                          -          -            -            -            -        -        198            30    228        -              -          228          -      -        -          -      -          -          -          1,560 3b.1.1.14 Main Condensers                                        -          -            -            -            -        -        198            30    228        -              -          228          -      -        -          -      -          -          -          1,560 3b.1.1.15 Auxiliary building                                    -          -            -            -            -        -        346            52    398        358            -            40        -      -        -          -      -          -          -          2,730 3b.1.1.16 Reactor building                                      -          -            -            -            -        -        346            52    398        358            -            40        -      -        -          -      -          -          -          2,730 3b.1.1    Total                                                  -          -            -            -            -        -      4,091            614  4,704      3,792            -          912          -      -        -          -      -          -          -          32,243 3b.1      Subtotal Period 3b Activity Costs                      -          -            -            -            -        -      4,091            614  4,704      3,792            -          912          -      -        -          -      -          -          -          32,243 Period 3b Additional Costs 3b.2.1    Site Characterization                                  -          -            -            -            -        -      6,169          1,851  8,020      8,020            -          -            -      -        -          -      -          -      28,890        10,432 3b.2.2    Asbestos Remedation                                    -        1,342            2        179          -        883        -              583  2,989      2,989            -          -            -  12,344      -          -      -    160,472      15,709            -
3b.2      Subtotal Period 3b Additional Costs                    -        1,342            2        179          -        883      6,169          2,434  11,009      11,009            -          -            -  12,344      -          -      -    160,472      44,599        10,432 Period 3b Collateral Costs 3b.3.1    Decon equipment                                      1,055        -            -            -            -        -        -              158  1,213      1,213            -          -            -      -        -          -      -          -          -            -
3b.3.2    DOC staff relocation expenses                          -          -            -            -            -        -      1,377            207  1,584      1,584            -          -            -      -        -          -      -          -          -            -
3b.3.3    Small tool allowance                                  -            19        -            -            -        -        -                3      22          22          -          -            -      -        -          -      -          -          -            -
3b.3.4    Pipe cutting equipment                                -        1,200          -            -            -        -        -              180  1,380      1,380            -          -            -      -        -          -      -          -          -            -
3b.3      Subtotal Period 3b Collateral Costs                  1,055      1,219          -            -            -        -      1,377            548  4,199      4,199            -          -            -      -        -          -      -          -          -            -
Period 3b Period-Dependent Costs 3b.4.1    Decon supplies                                          38      -            -            -            -        -        -              10      48          48          -          -            -      -        -          -      -          -          -            -
3b.4.2    Insurance                                              -          -            -            -            -        -        377            38    415        415            -          -            -      -        -          -      -          -          -            -
3b.4.3    Property taxes                                        -          -            -            -            -        -        253            25    278        278            -          -            -      -        -          -      -          -          -            -
3b.4.4    Health physics supplies                                -          389          -            -            -        -        -              97    486        486            -          -            -      -        -          -      -          -          -            -
3b.4.5    Heavy equipment rental                                -          382          -            -            -        -        -              57    439        439            -          -            -      -        -          -      -          -          -            -
3b.4.6    Disposal of DAW generated                              -          -              6          2          -          16      -                5      29          29          -          -            -      295      -          -      -        5,898          10          -
3b.4.7    Plant energy budget                                    -          -            -            -            -        -        639            96    734        734            -          -            -      -        -          -      -          -          -            -
3b.4.8    NRC Fees                                              -          -            -            -            -        -        170            17    187        187            -          -            -      -        -          -      -          -          -            -
3b.4.9    Corporate A&G Cost                                    -          -            -            -            -        -        809            121    930        930            -          -            -      -        -          -      -          -          -            -
TLG Services, Inc.
 
Davis-Besse Nuclear Power Station                                                                                                                                                                                                                                        Document E22-1784-001, Rev. 0 Decommissioning Cost Analysis                                                                                                                                                                                                                                                Appendix D, Page 8 of 14 Table D Davis Besse Nuclear Power Station SAFSTOR Decommissioning Cost Estimate (Thousands of 2020 Dollars)
Costs run: Wed, Feb 24, 2021 at 14:48:42                                                Off-Site      LLRW                                        NRC      Spent Fuel    Site      Processed              Burial Volumes                Burial /                Utility and Activity                  DECCER Version 2016.08.16d        Decon    Removal    Packaging    Transport    Processing    Disposal    Other      Total      Total  Lic. Term. Management  Restoration    Volume    Class A  Class B    Class C  GTCC    Processed      Craft      Contractor Index                      Activity Description            Cost      Cost      Costs        Costs        Costs        Costs      Costs    Contingency  Costs    Costs        Costs      Costs      Cu. Feet  Cu. Feet  Cu. Feet  Cu. Feet  Cu. Feet  Wt., Lbs. Manhours    Manhours Period 3b Period-Dependent Costs (continued) 3b.4.10    Security Staff Cost                                    -          -            -            -            -          -      1,440            216  1,656      1,656          -          -            -        -        -          -        -            -          -          32,945 3b.4.11    DOC Staff Cost                                        -          -            -            -            -          -      5,088            763  5,852      5,852          -          -            -        -        -          -        -            -          -          59,038 3b.4.12    Utility Staff Cost                                    -          -            -            -            -          -      8,588          1,288  9,876      9,876          -          -            -        -        -          -        -            -          -        130,727 3b.4      Subtotal Period 3b Period-Dependent Costs                38      771            6            2          -            16  17,363          2,734  20,930      20,930          -          -            -        295      -          -        -          5,898          10      222,710 3b.0      TOTAL PERIOD 3b COST                                1,093      3,332            8        182            -          899    29,000          6,329  40,842      39,930          -          912          -    12,639        -          -        -      166,370      44,608        265,385 PERIOD 3 TOTALS                                                1,093      4,621            19        185            -          927    68,195        12,400  87,441      85,834          -        1,607          -    13,153        -          -        -      176,657      44,625        665,411 PERIOD 4a - Large Component Removal Period 4a Direct Decommissioning Activities Nuclear Steam Supply System Removal 4a.1.1.1 Reactor Coolant Piping                                    62      307            40          50        183        285      -              218  1,145      1,145          -          -            989    1,047      -          -        -      138,939      5,434            -
4a.1.1.2 Pressurizer Relief Tank                                    5        19            7            9            32        50      -              26    147        147          -          -            172      182      -          -        -        24,197        379            -
4a.1.1.3 Reactor Coolant Pumps & Motors                            44      104            66        203            -        1,271      -              403  2,092      2,092          -          -            -      7,062      -          -        -      745,200      2,577              80 4a.1.1.4 Pressurizer                                              -            68        454          186            -        1,020      -              345  2,073      2,073          -          -            -      3,179      -          -        -      341,241      1,346          1,500 4a.1.1.5 Steam Generators                                        -        6,224      1,373        2,141              97    7,072      -            3,797  20,704      20,704          -          -            156  22,046        -          -        -    1,521,562      11,840          2,250 4a.1.1.6 Retired Steam Generator Units                            -          -        1,373        2,141              97    7,072      -            2,241  12,924      12,924          -          -            156  22,046        -          -        -    1,521,562      6,987          2,250 4a.1.1.7 CRDMs/ICIs/Service Structure Removal                      40      303        255            75            37      487      -              260  1,457      1,457          -          -            365    2,884      -          -        -      138,484      5,271            -
4a.1.1.8 Reactor Vessel Internals                                  68    6,075      6,169          892            -      10,673      241        11,728  35,844      35,844          -          -            -      2,377      626        393      -      279,973      18,665            905 4a.1.1.9 Vessel & Internals GTCC Disposal                        -          -            -            -            -        9,383      -            1,407  10,790      10,790          -          -            -        -        -          -      1,773    353,027          -            -
4a.1.1.10 Reactor Vessel                                          -        7,572      1,528          957            -        5,014      241          8,843  24,155      24,155          -          -            -    15,631        -          -        -      979,478      18,665            905 4a.1.1    Totals                                                219    20,672      11,264        6,654          446      42,326      482        29,269 111,333    111,333          -          -          1,838  76,453      626        393    1,773  6,043,663      71,164          7,890 Removal of Major Equipment 4a.1.2    Main Turbine/Generator                                -          130          -            -            -          -        -              20    150        -            -          150          -        -        -          -        -            -        2,073            -
4a.1.3    Main Condensers                                        -          805          -            -            -          -        -              121    925        -            -          925          -        -        -          -        -            -      12,722            -
Cascading Costs from Clean Building Demolition 4a.1.4.1    Reactor Building                                      -          536          -            -            -          -        -              80    616        616          -          -            -        -        -          -        -            -        5,569            -
4a.1.4.2 Auxiliary Building                                      -          177          -            -            -          -        -              27    204        204          -          -            -        -        -          -        -            -        1,313            -
4a.1.4.3 Fuel Handling Area (Aux Bldg)                            -          103          -            -            -          -        -              15    119        119          -          -            -        -        -          -        -            -          621            -
4a.1.4    Totals                                                -          816          -            -            -          -        -              122    939        939          -          -            -        -        -          -        -            -        7,502            -
Disposal of Plant Systems 4a.1.5.1 Auxiliary Feedwater                                      -          287            5          17        285        -        -              118    711        711          -          -          2,529      -        -          -        -      102,713      4,093            -
4a.1.5.2 Condensate Demineralizer                                -            82        -            -            -          -        -              12      94        -            -            94        -        -        -          -        -            -        1,355            -
4a.1.5.3 Containment Hydrogen Dilution                            -            54            1            2            35      -        -              19    110        110          -          -            309      -        -          -        -        12,540        748            -
4a.1.5.4 Containment Leak Rate Test                              -            70            1            2            36      -        -              23    133        133          -          -            324      -        -          -        -        13,175      1,108            -
4a.1.5.5 Discharge On-Shore                                      -          303          -            -            -          -        -              45    348        -            -          348          -        -        -          -        -            -        5,267            -
4a.1.5.6 Electro Hydraulic Control                                -            12        -            -            -          -        -                2      14        -            -            14        -        -        -          -        -            -          198            -
4a.1.5.7 Exhaust Steam                                            -            14        -            -            -          -        -                2      17        -            -            17        -        -        -          -        -            -          251            -
4a.1.5.8 Extraction Steam                                        -          293          -            -            -          -        -              44    337        -            -          337          -        -        -          -        -            -        4,991            -
4a.1.5.9 Feedwater - Clean                                        -          248          -            -            -          -        -              37    285        -            -          285          -        -        -          -        -            -        4,223            -
4a.1.5.10 Feedwater - RCA                                        -          151            5          17        288        -        -              84    545        545          -          -          2,557      -        -          -        -      103,823      2,209            -
4a.1.5.11 Generator Seal Oil                                      -            26        -            -            -          -        -                4      30        -            -            30        -        -        -          -        -            -          443            -
4a.1.5.12 Gland Steam                                            -          127          -            -            -          -        -              19    146        -            -          146          -        -        -          -        -            -        2,218            -
4a.1.5.13 Heater Drains                                          -            47        -            -            -          -        -                7      54        -            -            54        -        -        -          -        -            -          776            -
4a.1.5.14 Hydrogen & Carbon Dioxide Supply                        -            20        -            -            -          -        -                3      23        -            -            23        -        -        -          -        -            -          339            -
4a.1.5.15 Lube Oil                                                -          128          -            -            -          -        -              19    147        -            -          147          -        -        -          -        -            -        2,111            -
4a.1.5.16 MSR Drains                                              -          103          -            -            -          -        -              15    118        -            -          118          -        -        -          -        -            -        1,770            -
4a.1.5.17 Main Condenser                                          -            58        -            -            -          -        -                9      66        -            -            66        -        -        -          -        -            -          996            -
4a.1.5.18 Main Generator Seal Oil                                -            10        -            -            -          -        -                2      12        -            -            12        -        -        -          -        -            -          174            -
4a.1.5.19 Main Steam & Reheat - Clean                            -          122          -            -            -          -        -              18    140        -            -          140          -        -        -          -        -            -        2,078            -
4a.1.5.20 Main Steam & Reheat - RCA                              -          519            20          60      1,039        -        -              297  1,935      1,935          -          -          9,239      -        -          -        -      375,197      7,634            -
4a.1.5.21 Main Turbine                                            -            3        -            -            -          -        -                1      4        -            -            4        -        -        -          -        -            -            55          -
TLG Services, Inc.
 
Davis-Besse Nuclear Power Station                                                                                                                                                                                                                                            Document E22-1784-001, Rev. 0 Decommissioning Cost Analysis                                                                                                                                                                                                                                                    Appendix D, Page 9 of 14 Table D Davis Besse Nuclear Power Station SAFSTOR Decommissioning Cost Estimate (Thousands of 2020 Dollars)
Costs run: Wed, Feb 24, 2021 at 14:48:42                                                Off-Site      LLRW                                          NRC        Spent Fuel    Site      Processed                Burial Volumes                Burial /                Utility and Activity                  DECCER Version 2016.08.16d        Decon    Removal    Packaging    Transport    Processing    Disposal    Other      Total      Total    Lic. Term. Management  Restoration    Volume    Class A    Class B    Class C  GTCC    Processed      Craft      Contractor Index                      Activity Description            Cost      Cost      Costs        Costs        Costs        Costs      Costs    Contingency    Costs      Costs        Costs      Costs      Cu. Feet  Cu. Feet  Cu. Feet  Cu. Feet  Cu. Feet  Wt., Lbs. Manhours    Manhours Disposal of Plant Systems (continued) 4a.1.5.22 Makeup & Purification                                  -        1,326            13          43        735        -        -              449    2,566        2,566            -          -          6,530      -          -          -        -      265,194      18,917            -
4a.1.5.23 Nitrogen Supply - Clean                                -            49        -            -            -          -        -                7      57        -              -            57        -        -          -          -        -            -          851            -
4a.1.5.24 Nitrogen Supply - RCA                                  -            72            1            2            29      -        -                23    126          126            -          -            259      -          -          -        -        10,501        992            -
4a.1.5.25 Plant Sampling - Clean                                  -            17        -            -            -          -        -                3      20        -              -            20        -        -          -          -        -            -          291            -
4a.1.5.26 Plant Sampling - RCA                                    -            32            0            2            26      -        -                12      72          72          -          -            232      -          -          -        -          9,411        443            -
4a.1.5.27 Vacuum Piping                                          -            45        -            -            -          -        -                7      51        -              -            51        -        -          -          -        -            -          769            -
4a.1.5    Totals                                                -        4,218            46        144        2,472        -        -            1,281    8,161        6,198            -        1,963      21,978      -          -          -        -      892,554      65,299            -
4a.1.6    Scaffolding in support of decommissioning              -          867            12            5            67        12      -              232    1,195        1,195            -          -            537        47      -          -        -        27,183      15,369            -
4a.1      Subtotal Period 4a Activity Costs                    219      27,507      11,322        6,803        2,986      42,338      482        31,044  122,702      119,664            -        3,038      24,354  76,501        626        393    1,773  6,963,399    174,128          7,890 Period 4a Additional Costs 4a.2.1    Retired Reactor Closure Head                          -          -          340          899            -          514      -              297    2,051        2,051            -          -            -      2,858        -          -        -      239,294        875          2,000 4a.2.2    Retired OTSG RCS piping                                  10          8            2            5          -            32      -                16      72          72          -          -            -        116        -          -        -          8,080        265            -
4a.2      Subtotal Period 4a Additional Costs                      10          8        342          904            -          546      -              313    2,123        2,123            -          -            -      2,974        -          -        -      247,374      1,141          2,000 Period 4a Collateral Costs 4a.3.1    Process decommissioning water waste                      5      -              9          19          -            35      -                15      84          84          -          -            -          83      -          -        -          4,961          16          -
4a.3.2    Process decommissioning chemical flush waste          -          -            -            -            -          -        -              -        -            -              -          -            -        -          -          -        -            -          -            -
4a.3.3    Small tool allowance                                  -          195          -            -            -          -        -                29    225          202            -            22        -        -          -          -        -            -          -            -
4a.3      Subtotal Period 4a Collateral Costs                      5      195            9          19          -            35      -                45    309          286            -            22        -          83      -          -        -          4,961          16          -
Period 4a Period-Dependent Costs 4a.4.1    Decon supplies                                          89      -            -            -            -          -        -                22    112          112            -          -            -        -          -          -        -            -          -            -
4a.4.2    Insurance                                              -          -            -            -            -          -        880              88    968          968            -          -            -        -          -          -        -            -          -            -
4a.4.3    Property taxes                                        -          -            -            -            -          -        592              59    651          651            -          -            -        -          -          -        -            -          -            -
4a.4.4    Health physics supplies                                -        1,713          -            -            -          -        -              428    2,141        2,141            -          -            -        -          -          -        -            -          -            -
4a.4.5    Heavy equipment rental                                -        2,962          -            -            -          -        -              444    3,406        3,406            -          -            -        -          -          -        -            -          -            -
4a.4.6    Disposal of DAW generated                              -          -              62          22          -          169      -                52    305          305            -          -            -      3,052        -          -        -        61,038        100            -
4a.4.7    Plant energy budget                                    -          -            -            -            -          -      1,417            213    1,629        1,629            -          -            -        -          -          -        -            -          -            -
4a.4.8    NRC Fees                                              -          -            -            -            -          -        573              57    630          630            -          -            -        -          -          -        -            -          -            -
4a.4.9    Liquid Radwaste Processing Equipment/Services          -          -            -            -            -          -        503              75    578          578            -          -            -        -          -          -        -            -          -            -
4a.4.10    Corporate A&G Cost                                    -          -            -            -            -          -      1,888            283    2,172        2,172            -          -            -        -          -          -        -            -          -            -
4a.4.11    Remedial Actions Surveys                              -          -            -            -            -          -      1,839            276    2,115        2,115            -          -            -        -          -          -        -            -          -            -
4a.4.12    Security Staff Cost                                    -          -            -            -            -          -      3,362            504    3,867        3,867            -          -            -        -          -          -        -            -          -          76,932 4a.4.13    DOC Staff Cost                                        -          -            -            -            -          -      14,446          2,167  16,613      16,613            -          -            -        -          -          -        -            -          -        169,865 4a.4.14    Utility Staff Cost                                    -          -            -            -            -          -      20,265          3,040  23,304      23,304            -          -            -        -          -          -        -            -          -        307,726 4a.4      Subtotal Period 4a Period-Dependent Costs                89    4,675            62          22          -          169    45,764          7,709  58,491      58,491            -          -            -      3,052        -          -        -        61,038        100        554,522 4a.0      TOTAL PERIOD 4a COST                                  324      32,385      11,736        7,748        2,986      43,088    46,246        39,111  183,624      180,564            -        3,060      24,354  82,609        626        393    1,773  7,276,772    175,384        564,412 PERIOD 4b - Site Decontamination Period 4b Direct Decommissioning Activities 4b.1.1    Remove spent fuel racks                              591          65        181          111            -        1,064      -              612    2,624        2,624            -          -            -      4,296        -          -        -      272,896      1,183            -
Disposal of Plant Systems 4b.1.2.1 Auxiliary Steam - Clean                                  -          266          -            -            -          -        -                40    306          -              -          306          -        -          -          -        -            -        4,571            -
4b.1.2.2 Auxiliary Steam - RCA                                    -          198            3          11        182        -        -                79    473          473            -          -          1,618      -          -          -        -        65,724      2,765            -
4b.1.2.3 Borated Water                                            -          262            12          30        423          51      -              147      926          926            -          -          3,760      207        -          -        -      165,885      4,070            -
4b.1.2.4 Chemical Addition - Clean                                -            15        -            -            -          -        -                2      18        -              -            18        -        -          -          -        -            -          265            -
4b.1.2.5 Chemical Addition - RCA                                  -          116            1            4            65      -        -                40    226          226            -          -            580      -          -          -        -        23,569      1,529            -
4b.1.2.6 Chilled Water - Clean                                    -          100          -            -            -          -        -                15    114          -              -          114          -        -          -          -        -            -        1,722            -
4b.1.2.7 Chilled Water - RCA                                      -          203            2            7        116        -        -                69    397          397            -          -          1,031      -          -          -        -        41,877      2,685            -
4b.1.2.8 Chlorination                                            -            47        -            -            -          -        -                7      55        -              -            55        -        -          -          -        -            -          804            -
4b.1.2.9 Circulating Water                                        -          277          -            -            -          -        -                42    319          -              -          319          -        -          -          -        -            -        4,773            -
4b.1.2.10 Component Cooling                                      -        1,007            39        119        2,040        -        -              579    3,783        3,783            -          -        18,134      -          -          -        -      736,421      14,397            -
TLG Services, Inc.
 
Davis-Besse Nuclear Power Station                                                                                                                                                                                                                                  Document E22-1784-001, Rev. 0 Decommissioning Cost Analysis                                                                                                                                                                                                                                            Appendix D, Page 10 of 14 Table D Davis Besse Nuclear Power Station SAFSTOR Decommissioning Cost Estimate (Thousands of 2020 Dollars)
Costs run: Wed, Feb 24, 2021 at 14:48:42                                            Off-Site      LLRW                                        NRC        Spent Fuel    Site      Processed                Burial Volumes              Burial /                Utility and Activity                DECCER Version 2016.08.16d        Decon  Removal  Packaging    Transport    Processing    Disposal    Other    Total      Total  Lic. Term. Management  Restoration    Volume      Class A    Class B    Class C  GTCC    Processed      Craft    Contractor Index                      Activity Description          Cost    Cost      Costs        Costs        Costs        Costs      Costs  Contingency  Costs      Costs        Costs      Costs      Cu. Feet    Cu. Feet  Cu. Feet  Cu. Feet Cu. Feet  Wt., Lbs. Manhours    Manhours Disposal of Plant Systems (continued) 4b.1.2.11 Condensate                                            -      864        -            -            -          -        -            130      994        -              -          994          -          -          -          -      -          -        14,788          -
4b.1.2.12 Containment Purge                                      -        53          34          32        142        223      -            98      582        582            -          -          1,266        870        -          -      -      108,480          908          -
4b.1.2.13 Containment Rad Monitoring                            -        63            3            8        139        -        -            38      251        251            -          -          1,239        -          -          -      -      50,317          962          -
4b.1.2.14 Containment Spray                                      -      190            4          12        201        -        -            80      487        487            -          -          1,791        -          -          -      -      72,742        2,717          -
4b.1.2.15 Containment Vacuum                                    -        15            5            5            11        38    -            16        90          90          -          -            102        147        -          -      -      13,769          238          -
4b.1.2.16 Cooling Tower Acid/Screen Wash                        -        28        -            -            -          -        -              4        32        -              -            32        -          -          -          -      -          -          456          -
4b.1.2.17 Cooling Water                                          -      353        -            -            -          -        -            53      406        -              -          406          -          -          -          -      -          -        5,985          -
4b.1.2.18 Core Flooding                                          -      181            9          15        145          67    -            87      503        503            -          -          1,287        269        -          -      -      69,445        2,722          -
4b.1.2.19 Decay Heat Removal                                    -      439            8          25        427        -        -            178    1,077      1,077            -          -          3,793        -          -          -      -      154,045        6,504          -
4b.1.2.20 Demineralized Water - Clean                            -      119        -            -            -          -        -            18      137        -              -          137          -          -          -          -      -          -        1,983          -
4b.1.2.21 Demineralized Water - RCA                              -        22            0            1            15      -        -              8        46          46          -          -            131        -          -          -      -        5,318        308          -
4b.1.2.22 Domestic Water                                        -        35        -            -            -          -        -              5        40        -              -            40        -          -          -          -      -          -          594          -
4b.1.2.23 Electrical - Clean                                    -    1,066        -            -            -          -        -            160    1,226        -              -        1,226          -          -          -          -      -          -        17,662          -
4b.1.2.24 Electrical - Clean - RCA                              -    2,534          47        143        2,459        -        -          1,028    6,211      6,211            -          -        21,860        -          -          -      -      887,752      34,370          -
4b.1.2.25 Electrical - Contaminated                              -      542          26          44        279        263      -            252    1,406      1,406            -          -          2,483      1,061        -          -      -      168,250        7,763          -
4b.1.2.26 Electrical - Decon - RCA                              -    1,787          24          73      1,250        -        -            648    3,781      3,781            -          -        11,110        -          -          -      -      451,189      23,591          -
4b.1.2.27 Emergency Diesel Generator - Clean                    -        99        -            -            -          -        -            15      114        -              -          114          -          -          -          -      -          -        1,616          -
4b.1.2.28 Emergency Diesel Generator - RCA                      -        82            4          13        221        -        -            56      376        376            -          -          1,967        -          -          -      -      79,883        1,201          -
4b.1.2.29 Fire Protection - Clean                                -      502        -            -            -          -        -            75      578        -              -          578          -          -          -          -      -          -        8,608          -
4b.1.2.30 Fire Protection - RCA                                  -      568          12          36        614        -        -            241    1,470      1,470            -          -          5,460        -          -          -      -      221,725        8,063          -
4b.1.2.31 Fuel Handling                                          -        5            0            0            7      -        -              2        15          15          -          -              59      -          -          -      -        2,407          76          -
4b.1.2.32 Fuel Oil - Clean                                      -        77        -            -            -          -        -            12        89        -              -            89        -          -          -          -      -          -        1,290          -
4b.1.2.33 Fuel Oil - RCA                                        -        8            0            0            5      -        -              3        16          16          -          -              44      -          -          -      -        1,798        109          -
4b.1.2.34 Gaseous Radwaste                                      -      450          26          31        211        177      -            196    1,090      1,090            -          -          1,872        696        -          -      -      121,355        6,462          -
4b.1.2.35 HVAC-Aux Building (Clean)                              -      242            6          20        337        -        -            115      720        720            -          -          2,992        -          -          -      -      121,522        3,197          -
4b.1.2.36 HVAC-Aux Building (Cont)                              -      363          20          38        334        175      -            192    1,121      1,121            -          -          2,965        708        -          -      -      165,359        5,082          -
4b.1.2.37 HVAC-Containment                                      -      310          19          36        295        179      -            174    1,012      1,012            -          -          2,619        721        -          -      -      152,141        4,277          -
4b.1.2.38 HVAC-Control Room                                      -        53            3            9        151        -        -            37      253        253            -          -          1,338        -          -          -      -      54,345          823          -
4b.1.2.39 HVAC-Miscellaneous                                    -        25        -            -            -          -        -              4        29        -              -            29        -          -          -          -      -          -          423          -
4b.1.2.40 HVAC-Office Building                                  -        17        -            -            -          -        -              3        20        -              -            20        -          -          -          -      -          -          290          -
4b.1.2.41 HVAC-Turbine/Service Building                          -        61        -            -            -          -        -              9        70        -              -            70        -          -          -          -      -          -        1,068          -
4b.1.2.42 HVAC-Water Treatment Bldg                              -        8        -            -            -          -        -              1        9        -              -            9        -          -          -          -      -          -          132          -
4b.1.2.43 High Pressure Injection                                -      202            9          15            90        88    -            89      494        494            -          -            804        356        -          -      -      55,338        2,994          -
4b.1.2.44 Instrument Air - Clean                                -      121        -            -            -          -        -            18      139        -              -          139          -          -          -          -      -          -        2,095          -
4b.1.2.45 Instrument Air - RCA                                  -      143            2            5            81      -        -            49      279        279            -          -            717        -          -          -      -      29,103        1,972          -
4b.1.2.46 Intake & Screen Wash                                  -        98        -            -            -          -        -            15      113        -              -          113          -          -          -          -      -          -        1,678          -
4b.1.2.47 Liquid Radwaste                                        -    1,790          88        140        1,396        563      -            827    4,803      4,803            -          -        12,409      2,236        -          -      -      648,190      26,447          -
4b.1.2.48 Liquified Propane Gas                                  -        4            0            1            10      -        -              3        18          18          -          -              90      -          -          -      -        3,646          64          -
4b.1.2.49 Low Pressure Injection                                -        83          25          50        524        184      -            155    1,021      1,021            -          -          4,655        740        -          -      -      236,231        1,344          -
4b.1.2.50 Makeup Water Treatment - Clean                        -      283        -            -            -          -        -            42      326        -              -          326          -          -          -          -      -          -        4,653          -
4b.1.2.51 Makeup Water Treatment - RCA                          -        79            2            6            98      -        -            36      220        220            -          -            870        -          -          -      -      35,342        1,100          -
4b.1.2.52 Miscellaneous Radwaste                                -        92            1            4            75      -        -            35      208        208            -          -            670        -          -          -      -      27,192        1,366          -
4b.1.2.53 NSSS I&C Piping                                        -    3,258          24          76      1,314        -        -          1,025    5,697      5,697            -          -        11,676        -          -          -      -      474,188      44,865          -
4b.1.2.54 Primary Water Transfer & Storage                      -      244          10          22        263          64    -            121      724        724            -          -          2,338        259        -          -      -      111,444        3,710          -
4b.1.2.55 Reactor Coolant                                        -      176            2            6            86          8    -            60      338        338            -          -            764          32      -          -      -      33,071        2,672          -
4b.1.2.56 Sanitary Sewage                                        -        8        -            -            -          -        -              1        9        -              -            9        -          -          -          -      -          -          143          -
4b.1.2.57 Service Water - Clean                                  -      319        -            -            -          -        -            48      366        -              -          366          -          -          -          -      -          -        5,465          -
4b.1.2.58 Service Water - RCA                                    -      313          12          36        627        -        -            179    1,168      1,168            -          -          5,577        -          -          -      -      226,475        4,592          -
4b.1.2.59 Shop Facility                                          -        3        -            -            -          -        -              0        3        -              -            3        -          -          -          -      -          -            48          -
4b.1.2.60 Spent Fuel Cooling                                    -      260          15          22        167        117      -            124      704        704            -          -          1,480        468        -          -      -      90,162        3,883          -
4b.1.2.61 Station Air - Clean                                    -        64        -            -            -          -        -            10        73        -              -            73        -          -          -          -      -          -        1,108          -
4b.1.2.62 Station Air - RCA                                      -        88            1            3            45      -        -            29      166        166            -          -            398        -          -          -      -      16,161        1,149          -
4b.1.2.63 Station Drainage                                      -      280        -            -            -          -        -            42      321        -              -          321          -          -          -          -      -          -        4,738          -
4b.1.2.64 Station Heating - Clean                                -    1,219        -            -            -          -        -            183    1,402        -              -        1,402          -          -          -          -      -          -        21,176          -
4b.1.2.65 Station Heating - RCA                                  -      445            6          18        309        -        -            161      939        939            -          -          2,749        -          -          -      -      111,649        5,931          -
4b.1.2.66 Steam Generator                                        -        79            4            6            25        39    -            34      186        186            -          -            222        156        -          -      -      18,939        1,162          -
4b.1.2.67 Vent Exhaust/Stack Piping                              -      185          22          33        152        235      -            135      762        762            -          -          1,352        946        -          -      -      115,076        2,834          -
4b.1.2    Totals                                                -    23,490        530        1,149        15,330      2,470      -          8,379    51,348      44,039            -        7,308    136,274      9,871        -          -      -    6,167,524      349,036          -
TLG Services, Inc.
 
Davis-Besse Nuclear Power Station                                                                                                                                                                                                                                      Document E22-1784-001, Rev. 0 Decommissioning Cost Analysis                                                                                                                                                                                                                                              Appendix D, Page 11 of 14 Table D Davis Besse Nuclear Power Station SAFSTOR Decommissioning Cost Estimate (Thousands of 2020 Dollars)
Costs run: Wed, Feb 24, 2021 at 14:48:42                                                Off-Site    LLRW                                          NRC      Spent Fuel    Site      Processed                Burial Volumes              Burial /                Utility and Activity                  DECCER Version 2016.08.16d        Decon    Removal    Packaging    Transport    Processing  Disposal    Other      Total      Total  Lic. Term. Management  Restoration  Volume      Class A    Class B    Class C  GTCC    Processed      Craft      Contractor Index                      Activity Description            Cost      Cost      Costs        Costs        Costs      Costs      Costs    Contingency    Costs    Costs        Costs      Costs      Cu. Feet    Cu. Feet  Cu. Feet  Cu. Feet Cu. Feet  Wt., Lbs. Manhours    Manhours 4b.1.3    Scaffolding in support of decommissioning              -        1,301            18            8        100          18      -              348    1,792      1,792          -          -          806          71      -          -      -      40,774      23,053            -
Decontamination of Site Buildings 4b.1.4.1    Reactor Building                                    1,541      1,011            64        384          458        559      -            1,296    5,312      5,312          -          -        4,068    15,260        -          -      -      888,384      37,520            -
4b.1.4.2 Auxiliary Building                                      283        159            9          38        158          56      -              226      928        928          -          -        1,400      1,299        -          -      -      118,406      6,562            -
4b.1.4.3 Low Level Radwaste Storage Facility                      112          25            2          12            4        18      -                69    243        243          -          -            34      521        -          -      -      25,998      2,051            -
4b.1.4.4 Fuel Handling Area (Aux Bldg)                            835        770            20          98        268        144      -              703    2,839      2,839          -          -        2,385      3,597        -          -      -      267,870      23,838            -
4b.1.4    Totals                                              2,772      1,963            94        533          887        777      -            2,294    9,321      9,321          -          -        7,888    20,677        -          -      -    1,300,659      69,971            -
4b.1.5    Prepare/submit License Termination Plan                -          -            -            -            -        -        520              78    598        598          -          -          -          -          -          -      -          -            -          4,096 4b.1.6    Receive NRC approval of termination plan                                                                                                                a 4b.1      Subtotal Period 4b Activity Costs                    3,363    26,819        823        1,801        16,317      4,329      520        11,711  65,682      58,374          -        7,308    144,968    34,915        -          -      -    7,781,853    443,243          4,096 Period 4b Additional Costs 4b.2.1    License Termination Survey Planning                    -          -            -            -            -        -      1,404            421    1,825      1,825          -          -          -          -          -          -      -          -            -          12,480 4b.2.2    Soil Remediation                                      -          189            13      2,137            -      3,329      -            1,201    6,869      6,869          -          -          -      60,000        -          -      -    4,560,000      1,099            -
4b.2.3    Underground Services Excavation                        -        3,112          -            -            -        -        531            858    4,500      4,500          -          -          -          -          -          -      -          -        14,721            -
4b.2.4    Operational Tools & Equipment                          -          -              23          64        814        -        -              134    1,036      1,036          -          -        11,760        -          -          -      -      294,000            32          -
4b.2.5    Cooling Tower Fill Removal                            -        2,066          -            -            -        -        209            341    2,617        -            -        2,617        -          -          -          -      -          -        55,492            -
4b.2.6    License Termination ISFSI                              -          121        128          857            -      1,554    3,542          1,551    7,754      7,754          -          -          -      31,408        -          -      -    1,548,066      11,371        13,074 4b.2.7    OCA Soil & Pond Sampling                              -          -            -            -            -        -        867            260    1,127      1,127          -          -          -          -          -          -      -          -          674          4,040 4b.2      Subtotal Period 4b Additional Costs                    -        5,488        165        3,058          814      4,883    6,553          4,766  25,728      23,111          -        2,617      11,760    91,408        -          -      -    6,402,066      83,389        29,594 Period 4b Collateral Costs 4b.3.1    Process decommissioning water waste                      11      -              20          42          -          78      -                34    186        186          -          -          -          183        -          -      -      10,991            36          -
4b.3.2    Process decommissioning chemical flush waste          -          -            -            -            -        -        -              -        -          -            -          -          -          -          -          -      -          -            -            -
4b.3.3    Small tool allowance                                  -          495          -            -            -        -        -                74    569        569          -          -          -          -          -          -      -          -            -            -
4b.3.4    Decommissioning Equipment Disposition                  -          -          134            64        748        131      -              168    1,245      1,245          -          -        6,000        529        -          -      -      303,608        147            -
4b.3      Subtotal Period 4b Collateral Costs                      11      495        154          107          748        209      -              276    1,999      1,999          -          -        6,000        712        -          -      -      314,599        183            -
Period 4b Period-Dependent Costs 4b.4.1    Decon supplies                                      1,358        -            -            -            -        -        -              339    1,697      1,697          -          -          -          -          -          -      -          -            -            -
4b.4.2    Insurance                                              -          -            -            -            -        -      1,850            185    2,035      2,035          -          -          -          -          -          -      -          -            -            -
4b.4.3    Property taxes                                        -          -            -            -            -        -      1,243            124    1,367      1,367          -          -          -          -          -          -      -          -            -            -
4b.4.4    Health physics supplies                                -        4,438          -            -            -        -        -            1,109    5,547      5,547          -          -          -          -          -          -      -          -            -            -
4b.4.5    Heavy equipment rental                                -        6,393          -            -            -        -        -              959    7,352      7,352          -          -          -          -          -          -      -          -            -            -
4b.4.6    Disposal of DAW generated                              -          -          126            44          -        342      -              105      618        618          -          -          -        6,182        -          -      -      123,638        202            -
4b.4.7    Plant energy budget                                    -          -            -            -            -        -      2,351            353    2,704      2,704          -          -          -          -          -          -      -          -            -            -
4b.4.8    NRC Fees                                              -          -            -            -            -        -      1,204            120    1,324      1,324          -          -          -          -          -          -      -          -            -            -
4b.4.9    Liquid Radwaste Processing Equipment/Services          -          -            -            -            -        -      1,057            159    1,215      1,215          -          -          -          -          -          -      -          -            -            -
4b.4.10    Corporate A&G Cost                                    -          -            -            -            -        -      3,969            595    4,564      4,564          -          -          -          -          -          -      -          -            -            -
4b.4.11    Remedial Actions Surveys                              -          -            -            -            -        -      3,865            580    4,445      4,445          -          -          -          -          -          -      -          -            -            -
4b.4.12    Security Staff Cost                                    -          -            -            -            -        -      7,067          1,060    8,127      8,127          -          -          -          -          -          -      -          -            -        161,699 4b.4.13    DOC Staff Cost                                        -          -            -            -            -        -      29,554          4,433  33,987      33,987          -          -          -          -          -          -      -          -            -        346,682 4b.4.14    Utility Staff Cost                                    -          -            -            -            -        -      40,467          6,070  46,536      46,536          -          -          -          -          -          -      -          -            -        610,574 4b.4      Subtotal Period 4b Period-Dependent Costs            1,358    10,831        126            44          -        342    92,627        16,192  121,520    121,520          -          -          -        6,182        -          -      -      123,638        202      1,118,955 4b.0      TOTAL PERIOD 4b COST                                4,732    43,633      1,267        5,010        17,880      9,764    99,699        32,945  214,929    205,004          -        9,925    162,728    133,217        -          -      -  14,622,160    527,017      1,152,644 PERIOD 4f - License Termination Period 4f Direct Decommissioning Activities 4f.1.1    ORISE confirmatory survey                              -          -            -            -            -        -        179              54    233        233          -          -          -          -          -          -      -          -            -            -
4f.1.2    Terminate license                                                                                                                                      a 4f.1      Subtotal Period 4f Activity Costs                      -          -            -            -            -        -        179              54    233        233          -          -          -          -          -          -      -          -            -            -
TLG Services, Inc.
 
Davis-Besse Nuclear Power Station                                                                                                                                                                                                                                    Document E22-1784-001, Rev. 0 Decommissioning Cost Analysis                                                                                                                                                                                                                                              Appendix D, Page 12 of 14 Table D Davis Besse Nuclear Power Station SAFSTOR Decommissioning Cost Estimate (Thousands of 2020 Dollars)
Costs run: Wed, Feb 24, 2021 at 14:48:42                                              Off-Site    LLRW                                          NRC        Spent Fuel    Site      Processed            Burial Volumes                Burial /                  Utility and Activity                  DECCER Version 2016.08.16d        Decon    Removal    Packaging  Transport  Processing  Disposal    Other      Total      Total    Lic. Term. Management  Restoration    Volume    Class A  Class B    Class C  GTCC    Processed      Craft      Contractor Index                      Activity Description            Cost      Cost      Costs      Costs      Costs      Costs      Costs    Contingency    Costs      Costs        Costs      Costs      Cu. Feet  Cu. Feet Cu. Feet  Cu. Feet  Cu. Feet  Wt., Lbs. Manhours    Manhours Period 4f Additional Costs 4f.2.1    License Termination Survey                            -        -            -          -            -        -      9,773          2,932  12,704      12,704            -          -            -        -        -          -        -            -      136,356          6,240 4f.2      Subtotal Period 4f Additional Costs                    -        -            -          -            -        -      9,773          2,932  12,704      12,704            -          -            -        -        -          -        -            -      136,356          6,240 Period 4f Collateral Costs 4f.3.1    DOC staff relocation expenses                          -        -            -          -            -        -      1,377            207    1,584        1,584            -          -            -        -        -          -        -            -            -            -
4f.3      Subtotal Period 4f Collateral Costs                    -        -            -          -            -        -      1,377            207    1,584        1,584            -          -            -        -        -          -        -            -            -            -
Period 4f Period-Dependent Costs 4f.4.1    Insurance                                              -        -            -          -            -        -        -              -        -            -              -          -            -        -        -          -        -            -            -            -
4f.4.2    Property taxes                                        -        -            -          -            -        -        299              30    329          329            -          -            -        -        -          -        -            -            -            -
4f.4.3    Health physics supplies                                -        847          -          -            -        -        -              212    1,058        1,058            -          -            -        -        -          -        -            -            -            -
4f.4.4    Disposal of DAW generated                              -        -              7          3          -          19      -                6      35          35          -          -            -      350      -          -        -          6,999            11          -
4f.4.5    Plant energy budget                                    -        -            -          -            -        -        189              28    218          218            -          -            -        -        -          -        -            -            -            -
4f.4.6    NRC Fees                                              -        -            -          -            -        -        424              42    466          466            -          -            -        -        -          -        -            -            -            -
4f.4.7    Corporate A&G Cost                                    -        -            -          -            -        -        599              90    689          689            -          -            -        -        -          -        -            -            -            -
4f.4.8    Security Staff Cost                                    -        -            -          -            -        -      1,227            184    1,412        1,412            -          -            -        -        -          -        -            -            -          18,737 4f.4.9    DOC Staff Cost                                        -        -            -          -            -        -      4,981            747    5,728        5,728            -          -            -        -        -          -        -            -            -          56,992 4f.4.10    Utility Staff Cost                                    -        -            -          -            -        -      5,445            817    6,262        6,262            -          -            -        -        -          -        -            -            -          74,168 4f.4      Subtotal Period 4f Period-Dependent Costs              -        847            7          3          -          19  13,165          2,156  16,196      16,196            -          -            -      350      -          -        -          6,999            11      149,897 4f.0      TOTAL PERIOD 4f COST                                  -        847            7          3          -          19  24,494          5,348  30,717      30,717            -          -            -      350      -          -        -          6,999    136,367        156,137 PERIOD 4 TOTALS                                                5,056    76,864      13,010      12,761      20,866    52,871  170,439        77,404  429,271      416,286            -      12,985    187,082  216,176      626        393    1,773  21,905,930      838,768      1,873,193 PERIOD 5b - Site Restoration Period 5b Direct Decommissioning Activities Demolition of Remaining Site Buildings 5b.1.1.1    Reactor Building                                      -      3,070          -          -            -        -        -              460    3,530          -              -        3,530          -        -        -          -        -            -        31,740            -
5b.1.1.2 Administration Office Building                          -        702          -          -            -        -        -              105      807          -              -          807          -        -        -          -        -            -        7,083            -
5b.1.1.3 Auxiliary Building                                      -      1,010          -          -            -        -        -              151    1,161          -              -        1,161          -        -        -          -        -            -        7,510            -
5b.1.1.4 Circulating Water Pump House                            -        115          -          -            -        -        -                17    132          -              -          132          -        -        -          -        -            -        1,496            -
5b.1.1.5 Containment Access Facility                              -        292          -          -            -        -        -                44    336          -              -          336          -        -        -          -        -            -        3,447            -
5b.1.1.6 Cooling Tower                                            -        -            -          -            -        -        -              -        -            -              -          -            -        -        -          -        -            -            -            -
5b.1.1.7 Diesel Generator Building                                -          81        -          -            -        -        -                12      93        -              -            93        -        -        -          -        -            -          961            -
5b.1.1.8 Emergency Feedwater Facility                            -        486          -          -            -        -        -                73    559          -              -          559          -        -        -          -        -            -        3,838            -
5b.1.1.9 Fire Water Storage Tank Building                        -          11        -          -            -        -        -                2      12        -              -            12        -        -        -          -        -            -          132            -
5b.1.1.10 Gatehouse (Near Storage Tank Area)                      -          11        -          -            -        -        -                2      13        -              -            13        -        -        -          -        -            -              68          -
5b.1.1.11 Intake Structure                                        -        300          -          -            -        -        -                45    345          -              -          345          -        -        -          -        -            -        2,776            -
5b.1.1.12 Low Level Radwaste Storage Facility                    -        294          -          -            -        -        -                44    338          -              -          338          -        -        -          -        -            -        2,070            -
5b.1.1.13 Miscellaneous Yard Structures                          -      2,602          -          -            -        -        -              390    2,992          -              -        2,992          -        -        -          -        -            -        24,631            -
5b.1.1.14 Nitrogen Storage Building                              -          13        -          -            -        -        -                2      14        -              -            14        -        -        -          -        -            -              64          -
5b.1.1.15 Nuclear Projects Center                                -          44        -          -            -        -        -                7      51        -              -            51        -        -        -          -        -            -          545            -
5b.1.1.16 Office Building                                        -        356          -          -            -        -        -                53    410          -              -          410          -        -        -          -        -            -        3,511            -
5b.1.1.17 Personnel Processing Facility                          -          96        -          -            -        -        -                14    110          -              -          110          -        -        -          -        -            -        1,186            -
5b.1.1.18 Recharge System Water Treatment Building                -          11        -          -            -        -        -                2      13        -              -            13        -        -        -          -        -            -          135            -
5b.1.1.19 Security Modifications                                  -          53        -          -            -        -        -                8      61        -              -            61        -        -        -          -        -            -          806            -
5b.1.1.20 Service Building # 2                                    -          29        -          -            -        -        -                4      33        -              -            33        -        -        -          -        -            -          357            -
5b.1.1.21 Service Building # 4                                    -          17        -          -            -        -        -                3      20        -              -            20        -        -        -          -        -            -          210            -
5b.1.1.22 Service Building # 6                                    -          49        -          -            -        -        -                7      57        -              -            57        -        -        -          -        -            -          607            -
5b.1.1.23 Sewage Treatment Plant                                  -          32        -          -            -        -        -                5      37        -              -            37        -        -        -          -        -            -          203            -
5b.1.1.24 Training Simulator                                      -        176          -          -            -        -        -                26    202          -              -          202          -        -        -          -        -            -        1,773            -
5b.1.1.25 Turbine Building                                        -      1,885          -          -            -        -        -              283    2,168          -              -        2,168          -        -        -          -        -            -        23,935            -
5b.1.1.26 Turbine Pedestal                                        -        396          -          -            -        -        -                59    456          -              -          456          -        -        -          -        -            -        2,058            -
5b.1.1.27 Warehouse # 2                                          -        198          -          -            -        -        -                30    228          -              -          228          -        -        -          -        -            -        2,432            -
5b.1.1.28 Water Treatment Building                                -        117          -          -            -        -        -                18    135          -              -          135          -        -        -          -        -            -        1,238            -
TLG Services, Inc.
 
Davis-Besse Nuclear Power Station                                                                                                                                                                                                                        Document E22-1784-001, Rev. 0 Decommissioning Cost Analysis                                                                                                                                                                                                                                Appendix D, Page 13 of 14 Table D Davis Besse Nuclear Power Station SAFSTOR Decommissioning Cost Estimate (Thousands of 2020 Dollars)
Costs run: Wed, Feb 24, 2021 at 14:48:42                                      Off-Site    LLRW                                          NRC      Spent Fuel    Site      Processed            Burial Volumes              Burial /                Utility and Activity                  DECCER Version 2016.08.16d        Decon  Removal  Packaging Transport Processing  Disposal  Other        Total      Total    Lic. Term. Management  Restoration    Volume  Class A  Class B    Class C  GTCC    Processed    Craft      Contractor Index                      Activity Description            Cost    Cost      Costs    Costs    Costs      Costs    Costs    Contingency  Costs      Costs        Costs      Costs      Cu. Feet Cu. Feet Cu. Feet  Cu. Feet Cu. Feet  Wt., Lbs. Manhours    Manhours Demolition of Remaining Site Buildings (continued) 5b.1.1.29 Fuel Handling Area (Aux Bldg)                          -      956        -        -          -        -        -              143    1,100          -            -        1,100          -      -        -          -      -          -        6,044            -
5b.1.1    Totals                                                -    13,403        -        -          -        -        -            2,010  15,413          -            -      15,413          -      -        -          -      -          -      130,856            -
Site Closeout Activities 5b.1.2    Remove Rubble                                          -      265        -        -          -        -        -                40    304          -            -          304          -      -        -          -      -          -        1,311            -
5b.1.3    Grade & landscape site                                -    1,512        -        -          -        -        -              227    1,739          -            -        1,739          -      -        -          -      -          -        3,035            -
5b.1.4    Final report to NRC                                    -      -          -        -          -        -        198              30    228          228          -          -            -      -        -          -      -          -          -          1,560 5b.1      Subtotal Period 5b Activity Costs                      -    15,179        -        -          -        -        198          2,307  17,684          228          -      17,456          -      -        -          -      -          -      135,202          1,560 Period 5b Additional Costs 5b.2.1    Concrete Crushing                                      -    1,059        -        -          -        -          13          161    1,233          -            -        1,233          -      -        -          -      -          -        4,430            -
5b.2.2    Demolish Cooling Tower                                -    4,571        -        -          -        -        -              686    5,256          -            -        5,256          -      -        -          -      -          -      20,677            -
5b.2.3    Cofferdam Construction and Teardown                    -      571        -        -          -        -        -                86    656          -            -          656          -      -        -          -      -          -        4,676            -
5b.2.4    Site Restoration ISFSI                                -    1,879        -        -          -        -        322            330    2,531          -            -        2,531          -      -        -          -      -          -      18,175            320 5b.2.5    Disposition of Mobile Barriers                        -      271        -        -          -        -        690            144    1,106          -            -        1,106          -      -        -          -      -          -        2,640            -
5b.2.6    Construction Debris                                    -      -          -        -          -        -        280              42    322          -            -          322          -      -        -          -      -          -          -            -
5b.2.7    Soil Remediation Non-Impacted                          -        4        -        -          -        -          51              8      63        -            -            63        -      -        -          -      -          -            57          -
5b.2      Subtotal Period 5b Additional Costs                    -    8,354        -        -          -        -      1,357          1,457  11,167          -            -      11,167          -      -        -          -      -          -      50,655            320 Period 5b Collateral Costs 5b.3.1    Small tool allowance                                  -      204        -        -          -        -        -                31    235          -            -          235          -      -        -          -      -          -          -            -
5b.3      Subtotal Period 5b Collateral Costs                    -      204        -        -          -        -        -                31    235          -            -          235          -      -        -          -      -          -          -            -
Period 5b Period-Dependent Costs 5b.4.1    Insurance                                              -      -          -        -          -        -        -              -        -            -            -          -            -      -        -          -      -          -          -            -
5b.4.2    Property taxes                                        -      -          -        -          -        -        399              40    439          -            -          439          -      -        -          -      -          -          -            -
5b.4.3    Heavy equipment rental                                -    7,291        -        -          -        -        -            1,094    8,385          -            -        8,385          -      -        -          -      -          -          -            -
5b.4.4    Plant energy budget                                    -      -          -        -          -        -        273              41    314          -            -          314          -      -        -          -      -          -          -            -
5b.4.5    Corporate A&G Cost                                    -      -          -        -          -        -      1,727            259    1,986          -            -        1,986          -      -        -          -      -          -          -            -
5b.4.6    Security Staff Cost                                    -      -          -        -          -        -      3,539            531    4,070          -            -        4,070          -      -        -          -      -          -          -          54,023 5b.4.7    DOC Staff Cost                                        -      -          -        -          -        -    13,753          2,063  15,816          -            -      15,816          -      -        -          -      -          -          -        153,065 5b.4.8    Utility Staff Cost                                    -      -          -        -          -        -      6,485            973    7,458          -            -        7,458          -      -        -          -      -          -          -          87,787 5b.4      Subtotal Period 5b Period-Dependent Costs              -    7,291        -        -          -        -    26,176          5,000  38,467          -            -      38,467          -      -        -          -      -          -          -        294,876 5b.0      TOTAL PERIOD 5b COST                                  -    31,029        -        -          -        -    27,730          8,794  67,553          228          -      67,326          -      -        -          -      -          -      185,857        296,756 PERIOD 5 TOTALS                                                  -    31,029        -        -          -        -    27,730          8,794  67,553          228          -      67,326          -      -        -          -      -          -      185,857        296,756 TLG Services, Inc.
 
Davis-Besse Nuclear Power Station                                                                                                                                                                                                                                                Document E22-1784-001, Rev. 0 Decommissioning Cost Analysis                                                                                                                                                                                                                                                        Appendix D, Page 14 of 14 Table D Davis Besse Nuclear Power Station SAFSTOR Decommissioning Cost Estimate (Thousands of 2020 Dollars)
Costs run: Wed, Feb 24, 2021 at 14:48:42                                                          Off-Site    LLRW                                          NRC      Spent Fuel      Site      Processed            Burial Volumes                Burial /                Utility and Activity                  DECCER Version 2016.08.16d                    Decon    Removal  Packaging  Transport    Processing  Disposal    Other      Total        Total  Lic. Term. Management    Restoration  Volume    Class A  Class B    Class C  GTCC    Processed      Craft    Contractor Index                        Activity Description                      Cost      Cost      Costs      Costs        Costs        Costs    Costs    Contingency    Costs    Costs        Costs        Costs      Cu. Feet  Cu. Feet Cu. Feet  Cu. Feet  Cu. Feet  Wt., Lbs. Manhours    Manhours TOTAL COST TO DECOMMISSION                                                  11,921  124,032    14,329      15,028        21,446    57,001  956,676        203,512 1,403,945  1,007,132      314,894      81,918    227,439  253,145      626        449    1,773  25,040,090  1,148,836    9,118,881 TOTAL COST TO DECOMMISSION WITH 16.95% CONTINGENCY:                                                    $1,403,945  thousands of 2020 dollars TOTAL NRC LICENSE TERMINATION COST IS 71.74% OR:                                                        $1,007,132  thousands of 2020 dollars SPENT FUEL MANAGEMENT COST IS 22.43% OR:                                                                  $314,894  thousands of 2020 dollars NON-NUCLEAR DEMOLITION COST IS 5.83% OR:                                                                  $81,918  thousands of 2020 dollars TOTAL LOW-LEVEL RADIOACTIVE WASTE VOLUME BURIED (EXCLUDING GTCC):                                          254,219 Cubic Feet TOTAL GREATER THAN CLASS C RADWASTE VOLUME GENERATED:                                                        1,773 Cubic Feet TOTAL SCRAP METAL REMOVED:                                                                                  39,849 Tons TOTAL CRAFT LABOR REQUIREMENTS:                                                                          1,148,836 Man-hours End Notes:
n/a - indicates that this activity not charged as decommissioning expense a - indicates that this activity performed by decommissioning staff 0 - indicates that this value is less than 0.5 but is non-zero A cell containing " - " indicates a zero value TLG Services, Inc.
 
Davis-Besse Nuclear Power Station              Document E22-1784-001, Rev. 0 Decommissioning Cost Analysis                        Appendix E, Page 1 of 2 APPENDIX E DETAILED COST ANALYSIS ISFSI TLG Services, LLC
 
Davis-Besse Nuclear Power Station                                                                                                                                    Document E22-1784-001, Rev. 0 Decommissioning Cost Estimate                                                                                                                                              Appendix E, Page 2 of 2 Table E Davis-Besse Nuclear Power Station ISFSI Decommissioning Cost Estimate (thousands of 2020 dollars)
Burial                    Oversight LLRW Removal      Packaging      Transport                    Other        Total        Volume        Craft          and Disposal Costs        Costs          Costs                      Costs        Costs        Class A      Manhours    Contractor Costs Activity Description                                                                                                                            (cubic feet)                Manhours Decommissioning Contractor Planning (characterization, specs and procedures)                  -              -              -            -          283          283            -            -            1,976 Decontamination (activated disposition)                          121            128            857        1,554          -        2,661        31,408          1,338            -
License Termination (radiological surveys)                        -              -              -            -        1,376        1,376            -          10,033            -
Subtotal                                                            121            128            857        1,554        1,658        4,319        31,408        11,371          1,976 Supporting Costs NRC and NRC Contractor Fees and Costs                              -              -              -            -          743          743            -            -            2,306 Insurance                                                          -              -              -            -              86        86            -            -              -
Property taxes                                                    -              -              -            -          332          332            -            -              -
Plant energy budget                                                -              -              -            -              8          8            -            -              -
Corporate A&G Cost                                                -              -              -            -              26        26            -            -              -
Security Staff Cost                                                -              -              -            -          413          413            -            -            4,999 Utility Staff Cost                                                -              -              -            -          274          274            -            -            3,792 Subtotal                                                            -            -              -            -        1,884        1,884            -            -          11,098 Total (w/o contingency)                                            121            128            857        1,554        3,542        6,203        31,408        11,371        13,074 Total (w/25% contingency)                                          151            161          1,071        1,943        4,428        7,753            -            -              -
The application of contingency (25%) is consistent with the evaluation criteria referenced by the NRC in NUREG-1757 ("Consolidated Decommissioning Guidance, Financial Assurance, Recordkeeping, and Timeliness," U.S. NRC's Office of Nuclear Material Safety and Safeguards, NUREG-1757, Vol. 3, Rev. 1, February 2012)
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Enclosure C L-21-046 Decommissioning Cost Analysis for the Perry Nuclear Power Plant, March 2021 (129 pages follow)
 
Document E22-1785-001, Rev. 1 DECOMMISSIONING COST ANALYSIS for the PERRY NUCLEAR POWER PLANT prepared for Energy Harbor Nuclear Generation LLC prepared by TLG Services, LLC Bridgewater, Connecticut March 2021
 
Perry Nuclear Power Plant                        Document E22-1785-001, Rev. 1 Decommissioning Cost Analysis                                    Page ii of xxi APPROVALS Project Manager                                                  3/29/2021 Lori A. Glander                Date Project Engineer                Christopher R. Koriniskie        03/29/2021 Christopher R. Koriniskie      Date Technical Manager                John A. Carlson                03/29/2021 John A. Carlson                Date TLG Services, LLC
 
Perry Nuclear Power Plant                                                        Document E22-1785-001, Rev. 1 Decommissioning Cost Analysis                                                                              Page iii of xxi TABLE OF CONTENTS SECTION                                                                                                              PAGE EXECUTIVE
 
==SUMMARY==
................................................................................. vii-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 High Level Radioactive Waste Management..................................... 1-5 1.3.2 Low-Level Radioactive Waste Disposal ............................................. 1-9 1.3.3 Radiological Criteria for License Termination ................................ 1-10
: 2. DECOMMISSIONING 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 .................................................................. 2-8 2.1.4 ISFSI Operations and Decommissioning ........................................... 2-9 2.2 SAFSTOR ...................................................................................................... 2-10 2.2.1 Period 1 - Preparations...................................................................... 2-10 2.2.2 Period 2 - Dormancy .......................................................................... 2-11 2.2.3 Periods 3 and 4 - Delayed Decommissioning ................................... 2-12 2.2.4 Period 5 - Site Restoration ................................................................ 2-13
: 3. COST ESTIMATES ................................................................................................ 3-1 3.1 Basis of Estimates .......................................................................................... 3-1 3.2 Methodology .................................................................................................... 3-1 3.3 Financial Components of the Cost Model ..................................................... 3-3 3.3.1 Contingency.......................................................................................... 3-3 3.3.2 Financial Risk ...................................................................................... 3-6 3.4 Site-Specific Considerations........................................................................... 3-7 3.4.1 Spent Fuel Management ..................................................................... 3-7 3.4.2 Reactor Vessel and Internal Components ........................................ 3-11 3.4.3 Primary System Components ........................................................... 3-12 3.4.4 Main Turbine and Condenser ........................................................... 3-12 3.4.5 Transportation Methods.................................................................... 3-13 3.4.6 Low-Level Radioactive Waste Disposal ........................................... 3-14 3.4.7 Site Conditions Following Decommissioning................................... 3-15 TLG Services, LLC
 
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SECTION                                                                                                              PAGE 3.5 Assumptions .................................................................................................. 3-15 3.5.1 Estimating Basis ............................................................................... 3-16 3.5.2 Labor Costs ........................................................................................ 3-16 3.5.3 Design Conditions .............................................................................. 3-17 3.5.4 General ............................................................................................... 3-18 3.6 Cost Estimate Summary ............................................................................. 3-21
: 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 Decommissioning Cost Elements ......................................................... xx SAFSTOR Decommissioning Cost Elements ..................................................... xxi 3.1  DECON Alternative, Total Annual Expenditures .......................................... 3-22 3.2  SAFSTOR Alternative, Total Annual Expenditures ....................................... 3-24 5.1  DECON Alternative Waste Summary ............................................................... 5-5 5.2  SAFSTOR Alternative Waste Summary ........................................................... 5-6 6.1  DECON Decommissioning Cost Elements ........................................................ 6-4 6.2  SAFSTOR Alternative Decommissioning Cost Elements ................................. 6-5 TLG Services, LLC
 
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SECTION                                                                                                        PAGE FIGURES 3.1  Manpower Levels -DECON Alternative .......................................................... 3-27 3.2  Manpower Levels - SAFSTOR Alternative ...................................................... 3-28 4.1  Activity Schedule -DECON ................................................................................ 4-3 4.2  Decommissioning Timeline, DECON................................................................. 4-4 4.3  Decommissioning Timeline, SAFSTOR ............................................................. 4-5 5.1  Radioactive Waste Disposition ........................................................................... 5-3 5.2  Decommissioning Waste Destinations............................................................... 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, LLC
 
Perry Nuclear Power Plant                              Document E22-1785-001, Rev. 1 Decommissioning Cost Analysis                                        Page vi of xxi REVISION LOG No.          Date      Item Revised          Reason for Revision 0        01/20/2021                              Original Issue 1        03/29/2021                Added footnote for amended shutdown date (five locations).
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==SUMMARY==
 
This report presents estimates of the cost to decommission the Perry Nuclear Power Plant (Perry) for the selected decommissioning scenarios following the scheduled cessation of plant operations. Perry is owned by Energy Harbor Nuclear Generation LLC, and is operated by Energy Harbor Nuclear Corporation (EHNC). The analysis relies upon site-specific, technical information from an evaluation prepared in 2014,[1] revised in 2020 to reflect changes in the spent fuel scenario and security levels, and current assumptions pertaining to the disposition of the nuclear unit and relevant industry experience in undertaking such projects. The current estimates are designed to provide EHNC with the information to assess its current decommissioning liability, as it relates to Perry.
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 an estimate prepared in advance of the detailed engineering required to carry out the decommissioning of the nuclear unit. It may also not reflect the actual plan to decommission Perry; the plan may differ from the assumptions made in this analysis based on facts that exist at the time of decommissioning.
The primary goal of decommissioning is the removal and disposal of the contaminated systems and structures so that the operating licenses can be terminated. This analysis recognizes that spent fuel will be stored at the site in the wet storage pool and/or in an independent spent fuel storage installation (ISFSI) until such time that it can be transferred to an appropriate disposal facility. Consequently, the estimates include those costs necessary to manage and subsequently decommission these interim storage facilities.
The costs to decommission Perry for the scenarios evaluated are tabulated at the end of this section. Costs are reported in 2020 dollars and include monies anticipated to be spent for radiological remediation and operating license termination, spent fuel management, and site restoration activities.
A 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 1  Decommissioning Cost Analysis for the Perry Nuclear Power Plant, Document F07-1699-001, Rev.
0, TLG Services, Inc., February 2015 TLG Services, LLC
 
Perry Nuclear Power Plant                                          Document E22-1785-001, Rev. 1 Decommissioning Cost Analysis                                                      Page viii of xxi significant project activities is provided in Section 4 with a timeline for each scenario.
Detailed cost reports used to generate the summary tables contained within this document are provided in Appendices C, D and E.
The cost estimates assume that the shutdown date of the nuclear unit is scheduled and pre-planned[2] (i.e., there is no delay in transitioning the plant and workforce from operations or in obtaining regulatory relief from operating requirements, etc.).
The estimates include the continued operation of the spent fuel pool as interim wet fuel storage facility for approximately four years after cessation of operations. During this time period, it is assumed that the spent fuel residing in the pool will be transferred to an ISFSI located on the site. The ISFSI will remain operational until the spent fuel is transferred to an appropriate disposal facility.[3]
The cost elements in the estimates for the decommissioning alternatives are assigned to one of three subcategories: U.S. Nuclear Regulatory Commission (NRC)
License Termination (radiological remediation), 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 &sect;50.75). The cost reported for this subcategory is generally sufficient to terminate the units operating license, recognizing that there may be some additional cost impact from spent fuel management.
The Spent Fuel Management subcategory contains costs associated with the containerization and transfer of spent fuel from the wet storage pool to an appropriate transport cask or to the ISFSI for interim storage, as well as the transfer of the spent fuel in storage at the ISFSI to a disposal facility. Costs are included for the operation of the storage pool and the management of the ISFSI until such time that the transfer is complete (spent fuel pool will operate until four years after shutdown, and the ISFSI will operate until all fuel is transferred to a disposal facility by 2066). It does not include any spent fuel management expenses 2  The shutdown date of March 18, 2026 is based on an operating license expiration date that was in place when development of the estimate began. On October 8, 2020, the NRC approved an extension from the March 18, 2026 license expiration date to November 7, 2026. The impact of extending the shutdown date is considered negligible and would not have a significant impact on the estimate.
3  Projected expenditures for spent fuel management identified in the cost analyses do not consider credit for DOEs payment of damages to Energy Harbor for DOEs failure to perform under the terms of the disposal contract between DOE and Energy Harbor. Collection of spent fuel damages from the DOE is expected to provide the majority of funds needed for spent fuel management following shutdown.
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Perry Nuclear Power Plant                                              Document E22-1785-001, Rev. 1 Decommissioning Cost Analysis                                                            Page ix of xxi incurred prior to the cessation of plant operations, nor does it include any costs related to the final disposal of the spent fuel.
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 purpose of comparison (i.e., 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.
Alternatives and Regulations The Nuclear Regulatory Commission (NRC) provided general decommissioning requirements in a rule adopted on June 27, 1988. [4] In this rule, the NRC set forth technical and financial criteria for decommissioning licensed nuclear 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."[5]
4  U.S. Code of Federal Regulations, Title 10, Parts 30, 40, 50, 51, 70 and 72 "General Requirements for Decommissioning Nuclear Facilities," U.S. Nuclear Regulatory Commission, Federal Register Volume 53, Number 123 (p 24018 et seq.), June 27, 1988 5  Ibid. Page FR24022, Column 3 TLG Services, LLC
 
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Decommissioning is required to be completed within 60 years, although longer time periods will be considered when necessary to protect public health and safety.
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."[7] 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 1997, the Commission directed its staff to re-evaluate this alternative and identify the technical requirements and regulatory actions that would be necessary for entombment to become a viable option. The resulting evaluation provided several recommendations, however, rulemaking has been deferred pending the completion of additional research studies (e.g., on engineered barriers).
In 1996, the NRC published revisions to its 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.[8] The amendments allow for greater public participation and better define the transition process from operations to decommissioning.
Regulatory Guide 1.184, issued in October 2013, further described the methods and procedures that are acceptable to the NRC staff for implementing the requirements of the 1996 revised rule that relate to the initial activities and the major phases of the decommissioning process. The costs and schedules presented in this analysis 6  Ibid.
7  Ibid. Page FR24023, Column 2 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 TLG Services, LLC
 
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In 2011, the NRC published amended regulations to improve decommissioning planning and thereby reduce the likelihood that any current operating facility will become a legacy site.[10] The amended regulations require licensees to conduct their operations to minimize the introduction of residual radioactivity into the site, which includes the sites subsurface soil and groundwater. Licensees also may be required to perform site surveys to determine whether residual radioactivity is present in subsurface areas and to keep records of these surveys with records important for decommissioning. The amended regulations require licensees to report additional details in their decommissioning cost estimate as well as requiring additional financial reporting and assurances. These additional details are included in this analysis, including the ISFSI decommissioning estimate (Appendix E).
Decommissioning Scenarios Two decommissioning scenarios were evaluated for the Perry nuclear unit. The scenarios selected are representative of alternatives available to the owner and are defined as follows:
: 1. The first scenario (DECON alternative) assumes that the unit is promptly decommissioned at the end of its operating life. Spent fuel is relocated to the ISFSI so as to facilitate decontamination and dismantling activities within the intermediate building. Spent fuel storage operations continue at the site, independent of decommissioning operations, until the transfer of the fuel to the DOE is complete, assumed for purposes of this study to be in the year 2066. At that time, the ISFSI is decommissioned and the site released for alternative use.
: 2. The unit is placed into safe-storage in the second scenario (SAFSTOR alternative). Decommissioning is deferred beyond the fuel storage period to the maximum extent permitted by the current regulations. Similar to the DECON alternative, the spent fuel is relocated to the ISFSI for interim storage. Spent fuel storage operations continue at the site until the transfer of the fuel to an appropriate disposal facility is complete, assumed to be in the year 2066. The 9  Standard Format and Content of Decommissioning Cost Estimates for Nuclear Power Reactors, Regulatory Guide 1.202, Nuclear Regulatory Commission, February 2005 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 TLG Services, LLC
 
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Methodology The methodology used to develop the estimates follows the basic approach originally presented in the cost estimating guidelines [11] developed by the Atomic Industrial Forum (now Nuclear Energy Institute). This reference describes a unit cost factor method for estimating decommissioning activity costs. The unit cost factors used in this analysis incorporate site-specific costs and the latest available information about worker productivity in decommissioning.
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.
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.[12] 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 station.
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.
11  T.S. LaGuardia et al., "Guidelines for Producing Commercial Nuclear Power Plant Decommissioning Cost Estimates," AIF/NESP-036, May 1986 12  Project and Cost Engineers Handbook, Second Edition, American Association of Cost Engineers, Marcel Dekker, Inc., New York, New York, p. 239.
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Perry Nuclear Power Plant                                            Document E22-1785-001, Rev. 1 Decommissioning Cost Analysis                                                          Page xiii of xxi Low-Level Radioactive Waste Disposal The contaminated and activated material generated in the decontamination and dismantling of a commercial nuclear reactor is generally 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 Disposal Act in 1980 and its Amendments of 1985, [13] the states became ultimately responsible for the disposition of low-level radioactive waste generated within their own borders. It was expected that groups of states would combine together to jointly deal with their radioactive wastes; these organizations are referred to as waste disposal compacts.
Few approved facilities for the disposal of LLW are currently available.
Construction of the newest facility, in Texas, is now complete and the facility was declared operational by the operator, Waste Control Specialists (WCS), in November 2011. The facility will be able to accept limited quantities of non-Compact waste; however, at this time the cost for non-Compact generators is being negotiated on an individual basis.
All options and services currently available to EHNC for disposition of the various waste streams produced by the decommissioning process were considered. The majority of the low-level radioactive waste designated for direct disposal (Class A
[14]) can be sent to EnergySolutions facility in Clive, Utah. Therefore, disposal costs for Class A waste were based upon information provided by Energy Harbor from their ongoing contracts. This facility is not licensed to receive the higher activity portion (Classes B and C) of the decommissioning waste stream.
The Texas facility is licensed to receive the higher activity waste forms (Classes B and C). As such, for this analysis, disposal costs for the Class B and C waste were based upon the preliminary and indicative information on the cost for such from 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, or greater than Class C (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 13  Low-Level Radioactive Waste Policy Amendments Act of 1985, Public Law 99-240, January 15, 1986 14  Waste is classified in accordance with U.S. Code of Federal Regulations, Title 10, Part 61.55 TLG Services, LLC
 
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For purposes of this analysis, the GTCC radioactive waste is assumed to be packaged and disposed of in a similar manner as 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 either stored on site or shipped directly to a disposal facility as it is generated (depending upon the timing of the decommissioning and whether the spent fuel has been removed from the site prior to the start of decommissioning).
A significant portion of the waste material generated during decommissioning may only be potentially contaminated by radioactive materials. This waste can be analyzed on site or shipped off site to licensed facilities for further analysis, processing and/or conditioning/recovery. Reduction in the volume of low-level radioactive waste requiring disposal in a licensed low-level radioactive waste disposal facility can be accomplished through a variety of methods, including analyses and surveys or decontamination to eliminate the portion of waste that does not require disposal as radioactive waste, compaction, incineration or metal melt.
The estimates reflect the savings from waste recovery/volume reduction.
Material removed during decommissioning that is less than the site release criteria will be designated for conventional disposal or reuse / recovery.
High-Level Radioactive Waste Management Congress passed the Nuclear Waste Policy Act[15] (NWPA) in 1982, assigning the federal governments long-standing responsibility for disposal of the spent nuclear fuel created by the commercial nuclear generating plants to the DOE. The NWPA provided that DOE would enter into contracts with utilities in which DOE would promise to take the utilities spent fuel and high-level radioactive waste and utilities would pay the cost of the disposition services for that material. NWPA, along with the individual contracts with the utilities, specified that the DOE was to begin accepting spent fuel by January 31, 1998.
Since the original legislation, the DOE has announced several delays in the program schedule. By January 1998, the DOE had failed to accept any spent fuel or high level waste, as required by the NWPA and utility contracts. Delays continue and, as a result, generators have initiated legal action against the DOE in an attempt to obtain 15  Nuclear Waste Policy Act of 1982 and Amendments, DOEs Office of Civilian Radioactive Management, 1982 TLG Services, LLC
 
Perry Nuclear Power Plant                                          Document E22-1785-001, Rev. 1 Decommissioning Cost Analysis                                                        Page xv of xxi compensation for DOEs partial breach of contract. To date no spent fuel has been accepted from commercial generating sites for disposal.
The NRCs review of DOEs license application to construct a geologic repository at Yucca Mountain was suspended in 2011 when the Administration slashed 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) [16] ordering NRC to comply with federal law and restart its review of DOE's Yucca Mountain repository license application to the extent of previously appropriated funding for the review. That review is now complete with the publication of the five-volume safety evaluation report. A supplement to DOEs 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 DOEs 2013 strategy was issued except for the completion of the Yucca Mountain safety evaluation report.
In 2010 the administration appointed a Blue Ribbon Commission on                        Americas Nuclear Future (Blue Ribbon Commission) to make recommendations                        for a new plan for nuclear waste disposal. The Blue Ribbon Commissions charter                  includes a requirement that it consider [o]ptions for safe storage of used nuclear                fuel while final disposition pathways are selected and deployed.[17]
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[18]
    * [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.[19]
16 United States Court of Appeals for the District Of Columbia Circuit, In Re: Aiken County, et al, August 2013 [Open]
17 Ibid.
18 Blue Ribbon Commission on Americas Nuclear Future, Report to the Secretary of Energy, http://www.brc.gov/, p. 32, January 2012 19 Ibid., p.27 TLG Services, LLC
 
Perry Nuclear Power Plant                                          Document E22-1785-001, Rev. 1 Decommissioning Cost Analysis                                                          Page xvi of xxi 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...[20] This document states:
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 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.[21]
EHNCs current spent fuel management plan for the Perry spent fuel is based in general upon:
: 1)      Fuel transferred from the pool to the ISFSI within four years of final shutdown;
: 2)      Fuel will be shipped in the Holtec International multi-purpose dry shielded storage canisters (MPCs), and
: 3)      Availability of a DOE storage repository by 2030. First shipment of fuel from the Perry site occurs in 2038.
Completion of the Perry decommissioning process is dependent upon the DOEs ability to remove spent fuel from the site in a timely manner. DOEs repository program assumes that spent fuel allocations will be accepted for disposal from the nations commercial nuclear plants, with limited exceptions, in the order (the queue) in which it was discharged from the reactor.[22] Energy Harbors current 20 Strategy for the Management and Disposal of Used Nuclear Fuel and High-Level Radioactive Waste, U.S. DOE, January 11, 2013 21 Ibid., p.2 22 In 2008, the DOE issued a report to Congress in which it concluded that it did not have authority, TLG Services, LLC
 
Perry Nuclear Power Plant                                              Document E22-1785-001, Rev. 1 Decommissioning Cost Analysis                                                          Page xvii of xxi spent fuel management plan for Perry spent fuel assumed in this estimate is based in general upon: 1) a 2030 start date for DOE initiating transfer of commercial spent fuel to a federal facility (not necessarily a final repository), and 2) expectations for spent fuel receipt by the DOE for the Perry fuel. The DOEs generator allocation/receipt schedules are based upon the oldest fuel receiving the highest priority. Assuming a maximum rate of transfer of 3,000 metric tons of uranium (MTU)/year,[23] the removal of spent fuel from the site is completed by 2066.
Different DOE acceptance schedules result in different completion dates.
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 Secretary of Energy, pursuant to 10 CFR Part 50.54(bb).[24] This requirement is prepared for through inclusion of certain cost elements in the decommissioning estimates, for example, associated with the isolation and continued operation of the spent fuel pool and the ISFSI.
The spent fuel pool is expected to contain freshly discharged assemblies (from the most recent refueling cycles) as well as the final reactor core at shutdown. Over the following four years, the assemblies are packaged into MPCs for transfer to the ISFSI for interim storage. It is assumed that this period provides the necessary cooling for the final core to meet the storage requirements for decay heat.
An ISFSI, operated under a Part 50 General License (in accordance with 10 CFR 72, Subpart K[25]), has been constructed to support continued plant operations. The facility is assumed to be expanded to support decommissioning. This will allow decommissioning activities to proceed within the intermediate building.
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 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.
23  Acceptance Priority Ranking & Annual Capacity Report, DOE/RW-0567, July 2004 24  U.S. Code of Federal Regulations, Title 10, Part 50, Domestic Licensing of Production and Utilization Facilities, Subpart 54 (bb), Conditions of Licenses 25  U.S. Code of Federal Regulations, Title 10, Part 72, Subpart K, General License for Storage of Spent Fuel at Power Reactor Sites.
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Perry Nuclear Power Plant                                  Document E22-1785-001, Rev. 1 Decommissioning Cost Analysis                                            Page xviii of xxi Holtec International submitted a license application to the NRC on March 30, 2017 for a consolidated interim spent fuel storage facility in southeast New Mexico called HI-STORE CIS (Consolidated Interim Storage) under the provisions of 10 CFR Part
: 72. The application is currently under NRC review.
Waste Control Specialists submitted an application to the NRC on April 28, 2016, to construct and operate a Consolidated Interim Storage Facility (CISF) at its West Texas facility. On April 18, 2017, WCS requested that the NRC temporarily suspend all safety and environmental review activities, as well as public participation activities associated with WCSs license application. In March 2018, WCS and Orano USA, announced their intent to form a joint venture to license the facility. The joint venture has stated that they will request that the NRC resume its review of the original CISF license application.
On May 14, 2019, a bill was introduced in the U.S. House of Representatives, H.R.
2699, the Nuclear Waste Policy Amendments Act of 2019. Proposed to amend the Nuclear Waste Policy Act of 1982, the legislation, if approved by the House and Senate and signed by the President, would provide the DOE the authority to site, construct, and operate one or more Monitored Retrieval Storage (MRS) facilities while a permanent repository is licensed and constructed and/or to enter into an MRS agreement with a non-Federal entity for temporary storage.
EHNC's position is that the DOE has a contractual obligation to accept Perrys 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, including the cost of storing spent fuel in this study is appropriate to ensure the availability of sufficient decommissioning funds at the end of the stations life if the DOE has not met its obligation.
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 deferred.
This estimate assumes that some site features will remain following the decommissioning project. These include the existing electrical switchyard, which is assumed to remain functional in support of the regional electrical distribution system. The existing shoreline, canals and ponds will also be left intact.
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Perry Nuclear Power Plant                                Document E22-1785-001, Rev. 1 Decommissioning Cost Analysis                                          Page xix of xxi Consequently, this study assumes that non-essential site structures addressed by this analysis are removed to a nominal depth of three feet below the local grade level wherever possible. The site is then graded and stabilized.
Summary The estimates to decommission Perry assume the removal of all contaminated and activated plant components and structural materials such that the owner 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 commercial processor for treatment/conditioning or to a controlled disposal facility.
Decommissioning is accomplished within the 60-year period required by current NRC regulations. In the interim, the spent fuel remains in storage at the site until such time that the transfer to an appropriate disposal facility is complete. Once emptied, the storage facility can also be decommissioned.
The alternatives evaluated in this analysis 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, D and E. The major cost components are also identified in the cost summary provided at the end of this section.
As noted within this document, the estimates were developed and costs are presented in 2020 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 plant or during the decommissioning period.
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Cost Element                                              Total Decontamination                                              26,919 Removal                                                    219,695 Packaging                                                    31,604 Transportation                                                23,810 Waste Disposal                                              129,601 Off-site Waste Processing                                  100,415 Program Management [1]                                      280,010 Security                                                    170,459 Spent Fuel Pool Isolation                                    14,576 Spent Fuel Management [2]                                  151,562 Insurance and Regulatory Fees                                46,475 Energy                                                          9,081 Characterization and Licensing Surveys                        35,693 Property Taxes                                                34,599 Miscellaneous                                                  7,391 Corporate A&G                                                40,812 Total [3]                                                1,322,702 Cost Element License Termination                                        869,651 Spent Fuel Management                                      369,080 Site Restoration                                            83,971 Total [3]                                              1,322,702
[1] Includes engineering costs
[2] Excludes program management costs (staffing) but includes costs for spent fuel loading/transfer/spent fuel pool O&M and EP fees
[3] Columns or rows may not add due to rounding TLG Services, LLC
 
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Cost Element                                              Total Decontamination                                              38,222 Removal                                                    218,405 Packaging                                                    22,817 Transportation                                                18,450 Waste Disposal                                              103,630 Off-site Waste Processing                                  110,737 Program Management [1]                                      492,268 Security                                                    204,776 Spent Fuel Pool Isolation                                    14,576 Spent Fuel Management [2]                                  141,587 Insurance and Regulatory Fees                                70,793 Energy                                                        20,301 Characterization and Licensing Surveys                        37,039 Property Taxes                                                44,972 Miscellaneous                                                27,852 Corporate A&G                                                57,505 Total [3]                                                1,623,931 Cost Element License Termination                                    1,225,849 Spent Fuel Management                                      313,766 Site Restoration                                            84,316 Total [3]                                              1,623,931
[1] Includes engineering costs
[2] Excludes program management costs (staffing) but includes costs for spent fuel loading/transfer/spent fuel pool O&M and EP fees
[3] Columns or rows may not add due to rounding TLG Services, LLC
 
Perry Nuclear Power Plant                                            Document E22-1785-001, Rev. 1 Decommissioning Cost Analysis                                                Section 1, Page 1 of 11
: 1. INTRODUCTION This report presents estimates of the cost to decommission the Perry Nuclear Power Plant (Perry) for the selected decommissioning scenarios following the scheduled cessation of plant operations. Perry is owned by Energy Harbor Nuclear Generation LLC, and is operated by Energy Harbor Nuclear Corporation (EHNC). The analysis relies upon site-specific, technical information from an evaluation prepared in 2014,[1]* revised in 2020 to reflect changes in the spent fuel scenario and security levels, and current assumptions pertaining to the disposition of the nuclear unit and relevant industry experience in undertaking such projects. The current estimates are designed to provide EHNC with the information to assess its current decommissioning liability, as it relates to Perry.
The analysis relies upon site-specific, technical information compiled by TLG from information provided by EHNC. The analysis reflects current assumptions pertaining to the disposition of nuclear power plants 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 the nuclear unit. It may also not reflect the actual plan to decommission Perry; the plan may differ from the assumptions made in this analysis based on facts that exist at the time of decommissioning.
1.1 OBJECTIVES OF STUDY The objectives of this study are to prepare comprehensive estimates of the costs to decommission Perry, to provide a sequence or schedule for the associated activities, and to develop waste stream projections from the decontamination and dismantling activities. The operating license for the nuclear unit was issued on March 18, 1986. For purposes of this analysis, Perry is assumed to cease operations on March 18, 2026,[**] after approximately 40 years of operations.
* References provided in Section 7 of the document
** The  shutdown date of March 18, 2026 is based on an operating license expiration date that was in place when development of the estimate began. On October 8, 2020, the NRC approved an extension from the March 18, 2026 license expiration date to November 7, 2026. The impact of extending the shutdown date is considered negligible and would not have a significant impact on the estimate.
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Perry Nuclear Power Plant                                Document E22-1785-001, Rev. 1 Decommissioning Cost Analysis                                    Section 1, Page 2 of 11 1.2 SITE DESCRIPTION The Perry site is located approximately 35 miles northeast of Cleveland, Ohio, on the southern shore of Lake Erie. Although the station is comprised of two nuclear units, only Unit 1 is currently in operation and considered within the scope of this cost estimate.
The nuclear steam supply system (NSSS) includes a single cycle, forced circulation, General Electric boiling water reactor producing steam for direct use in the steam turbine. The rated core thermal output was increased in year 2000 from 3579 megawatts (thermal) to 3758 megawatts, this corresponds to a net design electrical rating of 1268 MWe (megawatts-electric) with the reactor at rated power.
The NSSS is within a pressure-suppression containment which houses the reactor vessel, the recirculation loops, and branch connections of the reactor primary system. The containment system consists of a drywell that encloses the reactor pressure vessel, the reactor recirculation loops and pumps, and other branch connections of the reactor primary system. The drywell is a cylindrical reinforced concrete structure with a removable steel head. Also part of the containment system is the suppression pool, containing a large amount of water used to rapidly condense steam from a reactor vessel blowdown or from a break in a major pipe. The third part of the containment system is the leak-tight containment vessel surrounding the drywell and the suppression pool. The containment vessel is a cylindrical steel structure with a dome top and flat bottom supported by a reinforced concrete foundation mat. The shield building is a cylindrical concrete structure enclosing the containment vessel, providing shielding from direct radiation under normal and accident conditions, and also providing missile protection for the containment vessel.
The unit utilizes a power conversion system, including a turbine-generator, a main condenser, air ejector and turbine steam packing exhausting condensers, condensate filter-demineralizers, and a feedwater system. The power conversion system produces electrical power from the energy of the steam coming from the reactor, condenses the steam into water, and returns the feedwater to the reactor. The heat rejected to the main condenser is removed by the circulating water system.
The turbine is a General Electric tandem compound, six-flow, reheat, 1800 rpm unit, consisting of one double-flow high pressure turbine and three double-flow low pressure turbines. Exhaust steam from the high-pressure turbine passes through moisture separator/reheaters before entering the three low-pressure turbines. Reheated steam is also supplied to two reactor feed pump drive turbines. Turbine steam is also extracted for six stages of feedwater heating.
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Perry Nuclear Power Plant                                Document E22-1785-001, Rev. 1 Decommissioning Cost Analysis                                    Section 1, Page 3 of 11 1.3 REGULATORY GUIDANCE The Nuclear Regulatory Commission (NRC or Commission) provided initial decommissioning requirements in its rule "General Requirements for Decommissioning Nuclear Facilities," issued in June 1988.[2] 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,[3] 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 plants 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, while the SAFSTOR and ENTOMB alternatives defer the process.
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 ENTOMB alternative has not been viewed as a viable option for power reactors due to the significant time required to isolate the long-lived radionuclides for decay to permissible levels. However, with rulemaking permitting the controlled release of a site,[4] the NRC did re-evaluate the alternative. The resulting feasibility study, based upon an assessment by Pacific Northwest National Laboratory, concluded that the method did have conditional merit for some, if not most reactors. The staff also found that additional rulemaking would be needed before this option could be treated as a generic alternative.
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Perry Nuclear Power Plant                                Document E22-1785-001, Rev. 1 Decommissioning Cost Analysis                                    Section 1, Page 4 of 11 The NRC had considered rulemaking to alter the 60-year time for completing decommissioning and to clarify the use of engineered barriers for reactor entombments.[5] However, the NRCs staff has subsequently recommended that rulemaking be deferred, based upon several factors (e.g., no licensee has committed to pursuing the entombment option, the unresolved issues associated with the disposition of greater-than-Class C material (GTCC), and the NRCs current priorities), at least until after the additional research studies are complete. The Commission concurred with the staffs recommendation.
In 1996, the NRC published revisions to the general requirements for decommissioning nuclear power plants.[6] When the decommissioning regulations were adopted in 1988, it was assumed that the majority of licensees would decommission at the end of the facilitys operating licensed life.
Since that time, several licensees had 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 entitle the licensee to a fee reduction and eliminate the obligation to follow certain requirements needed only during operation of the reactor. Within two years of submitting notice of permanent cessation of operations, the licensee is required to 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 published amended regulations to improve decommissioning planning and thereby reduce the likelihood that any current operating facility will become a legacy site.[7] The amended regulations require licensees to conduct their operations to minimize the introduction of residual radioactivity into the site, which includes the sites subsurface soil and groundwater.
Licensees also may be required to perform site surveys to determine whether residual radioactivity is present in subsurface areas and to keep records of TLG Services, LLC
 
Perry Nuclear Power Plant                                  Document E22-1785-001, Rev. 1 Decommissioning Cost Analysis                                      Section 1, Page 5 of 11 these surveys with records important for decommissioning. The amended regulations require licensees to report additional details in their decommissioning cost estimate as well as requiring additional financial reporting and assurances. These additional details, including the ISFSI decommissioning estimate, are included in this analysis.
1.3.1 High-Level Radioactive Waste Management Congress passed the Nuclear Waste Policy Act [8] (NWPA) in 1982, assigning the federal governments long-standing responsibility for disposal of the spent nuclear fuel created by the commercial nuclear generating plants to the DOE. The DOE was to begin accepting spent fuel by January 31, 1998; however, to date no progress in the removal of spent fuel from commercial generating sites has been made.
Today, the country is at an impasse on high-level waste disposal, even with the License Application for a geologic repository submitted by the DOE to the NRC in 2008. The Obama administration cut 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. Towards this goal, the administration appointed a Blue Ribbon Commission on Americas Nuclear Future (Blue Ribbon Commission) to make recommendations for a new plan for nuclear waste disposal. The Blue Ribbon Commissions charter includes a requirement that it consider [o]ptions for safe storage of used nuclear fuel while final disposition pathways are selected and deployed.[9]
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.[10]
In January 2013, the DOE issued the Strategy for the Management and Disposal of Used Nuclear Fuel and High-Level Radioactive Waste, in TLG Services, LLC
 
Perry Nuclear Power Plant                                  Document E22-1785-001, Rev. 1 Decommissioning Cost Analysis                                      Section 1, Page 6 of 11 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...[11] This document states:
With the appropriate authorizations from Congress, the Obama Administration planned to implement a program over the next 10 years that would have:
* 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 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 NRCs review of DOEs 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) [12] ordering NRC to comply with federal law and restart its review of DOE's Yucca Mountain repository license application to the extent of previously appropriated funding for the review. That review is now complete with the publication of the five-volume safety evaluation report. A supplement to DOEs 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 DOEs 2013 strategy was issued except for the completion of the Yucca Mountain safety evaluation report.
Holtec International submitted a license application to the NRC on March 30, 2017 for a consolidated interim spent fuel storage facility in southeast New Mexico called HI-STORE CIS (Consolidated Interim Storage) under the provisions of 10 CFR Part 72. The application is currently under NRC review.
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Perry Nuclear Power Plant                                  Document E22-1785-001, Rev. 1 Decommissioning Cost Analysis                                      Section 1, Page 7 of 11 Waste Control Specialists submitted an application to the NRC on April 28, 2016, to construct and operate a Consolidated Interim Storage Facility (CISF) at its West Texas facility. On April 18, 2017, WCS requested that the NRC temporarily suspend all safety and environmental review activities, as well as public participation activities associated with WCSs license application. In March 2018, WCS and Orano USA, announced their intent to form a joint venture to license the facility. The joint venture has stated that they will request that the NRC resume its review of the original CISF license application.
On May 14, 2019, a bill was introduced in the U.S. House of Representatives, H.R. 2699, the Nuclear Waste Policy Amendments Act of 2019. Proposed to amend the Nuclear Waste Policy Act of 1982, the legislation, if approved by the House and Senate and signed by the President, would provide the DOE the authority to site, construct, and operate one or more Monitored Retrieval Storage (MRS) facilities while a permanent repository is licensed and constructed and/or to enter into an MRS agreement with a non-Federal entity for temporary storage.
Completion of the decommissioning process is dependent upon the DOEs ability to remove spent fuel from the site in a timely manner.
DOEs repository program had originally assumed that spent fuel allocations would be accepted for disposal from the nations commercial nuclear plants, with limited exceptions, in the order (the queue) in which it was discharged from the reactor.[13] 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 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.
EHNCs current spent fuel management plan for the Perry spent fuel is based in general upon:
: 1) Fuel transferred from the pool to the ISFSI within four years of final shutdown; TLG Services, LLC
 
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: 2) Fuel will be shipped in the Holtec International multi-purpose dry storage shielded canisters (MPCs), and
: 3) Availability of a DOE storage repository by 2030. First shipment of fuel from the Perry site occurs in 2038.
The DOEs generator allocation/receipt schedules are based upon the oldest fuel receiving the highest priority. Assuming a maximum rate of transfer of 3,000 metric tons of uranium (MTU)/year, the removal of spent fuel from the site is completed by 2066. Different DOE acceptance schedules result in different completion dates.
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 Secretary of Energy, pursuant to 10 CFR Part 50.54(bb).[14] This requirement is prepared for through inclusion of certain cost elements in the decommissioning estimates, for example, associated with the isolation and continued operation of the spent fuel pool and the ISFSI.
The spent fuel pool is expected to contain freshly discharged assemblies (from the most recent refueling cycles) as well as the final reactor core at shutdown. Over the following four years, the assemblies are packaged into dry shielded storage canisters for transfer to the ISFSI for interim storage. It is assumed that this period provides the necessary cooling for the final cores to meet the storage requirements for decay heat.
An ISFSI, operated under a Part 50 General License (in accordance with 10 CFR 72, Subpart K[15]), has been constructed to support continued plant operations. The facility is assumed to be expanded to support decommissioning. This will allow decommissioning activities to proceed within the intermediate building.
EHNC's position is that the DOE has a contractual obligation to accept Perrys 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, including the cost of storing spent fuel in this study is appropriate to ensure the availability of sufficient decommissioning funds at the end of the stations life if the DOE has not met its obligation.
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Perry Nuclear Power Plant                                    Document E22-1785-001, Rev. 1 Decommissioning Cost Analysis                                        Section 1, Page 9 of 11 1.3.2 Low-Level Radioactive Waste Disposal 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, [16] and its Amendments of 1985, [17] the states became ultimately responsible for the disposition of low-level radioactive waste generated within their own borders. It was expected that groups of states would combine together to jointly deal with their radioactive wastes; these organizations are referred to as waste disposal compacts.
With the exception of Texas, no new compact facilities have been successfully sited, licensed, and constructed. The Texas Compact disposal facility is now operational and waste is being accepted from generators within the Compact by the operator, Waste Control Specialists (WCS).
The facility is also able to accept limited quantities of non-Compact waste.
Disposition of the various waste streams produced by the decommissioning process considered all options and services currently available to Energy Harbor. The majority of the low-level radioactive waste designated for direct disposal (Class A [18]) can be sent to EnergySolutions facility in Clive, Utah. Therefore, disposal costs for Class A waste were based upon current contract rates. This facility is not licensed to receive the higher activity portion (Classes B and C) of the decommissioning waste stream.
The Texas facility is licensed to receive the higher activity waste forms (Classes B and C). As such, for this analysis, disposal costs for the Class B and C waste were based upon the preliminary and indicative information on the cost for such from WCS.
The dismantling of the components residing closest to the reactor core generates 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 (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.
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Perry Nuclear Power Plant                                  Document E22-1785-001, Rev. 1 Decommissioning Cost Analysis                                      Section 1, Page 10 of 11 The DOE issued its final Environmental Impact Statement for the disposal of GTCC on January 2016.[19] The study evaluated the potential environmental impacts associated with constructing and operating a new facility or using an existing facility, disposal methods, and locations. DOE is awaiting Congressional action on the report and its recommendations. At this time, the federal government has not identified a specific cost for disposing of GTCC or a schedule for acceptance.
For purposes of this analysis, the GTCC radioactive waste is assumed to be packaged and disposed of in a similar manner as 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 either stored on site or shipped directly to a DOE facility as it is generated (depending upon the timing of the decommissioning and whether the spent fuel has been removed from the site prior to the start of decommissioning).
A significant portion of the metallic waste material generated during decommissioning may only be potentially contaminated by radioactive materials. This waste can be surveyed on site or shipped off site to licensed facilities for further analysis, for processing and/or for conditioning/recovery. Reduction in the volume of low-level radioactive waste requiring disposal in a licensed low-level radioactive waste disposal facility can be accomplished through a variety of methods, including analyses and surveys or decontamination to isolate the portion of waste that does not require disposal as radioactive waste, compaction, incineration or metal melt. The estimates reflect the savings from waste recovery/volume reduction.
1.3.3 Radiological Criteria for License Termination In 1997, the NRC published Subpart E, Radiological Criteria for License Termination,[20] 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 Perry 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 TLG Services, LLC
 
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An additional and separate limit of 4 millirem per year, as defined in 40 CFR Part &sect;141.16, is applied to drinking water.[22]
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)[23] 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.
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: 2. DECOMMISSIONING ALTERNATIVES Detailed cost estimates were developed to decommission Perry based upon the approved decommissioning alternatives: DECON and SAFSTOR. Although the alternatives differ with respect to technique, process, cost, and schedule, they attain the same result: the ultimate release of the site for unrestricted use.
Two decommissioning scenarios were evaluated for the Perry nuclear unit. The scenarios selected are representative of alternatives available to the owner and are defined as follows:
: 1. The first scenario (DECON alternative) assumes that the unit is promptly decommissioned at the end of its operating life. Spent fuel is relocated to the ISFSI so as to facilitate decontamination and dismantling activities within the intermediate building. Spent fuel storage operations continue at the site, independent of decommissioning operations, until the transfer of the fuel to the DOE is complete, assumed for purposes of this study to be in the year 2066. At that time, the ISFSI is decommissioned and the site released for alternative use.
: 2. The unit is placed into safe-storage in the second scenario (SAFSTOR alternative). Similar to the DECON alternative, the spent is relocated to the ISFSI for interim storage. Spent fuel storage operations continue at the site until the transfer of the fuel to an appropriate disposal facility is complete, assumed to be in the year 2066. The unit remains in protective storage following the removal of spent fuel from the site, with decommissioning deferred beyond the fuel storage period to the maximum extent permitted by the current regulations. Decommissioning operations commence such that license termination is completed within the required 60-year period.
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 TLG Services, LLC
 
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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 Perry are also divided into phases or periods; however, 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 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, required prior to or within two years of permanent cessation of operations, provides a description of the licensees 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.
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Perry Nuclear Power Plant                                    Document E22-1785-001, Rev. 1 Decommissioning Cost Analysis                                        Section 2, Page 3 of 13 Ninety days following submittal and NRC receipt of the PSDAR, the licensee may begin to perform major decommissioning activities under a modified 10 CFR Part 50.59 procedure (10 CFR Part 50.59 establishes the conditions under which licensees may make changes to the facility or procedures and conduct test or experiments without prior 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 Part
: 61. Major components are further defined as comprising the reactor vessel and internals, large bore reactor recirculation system piping, and other large components that are radioactive. The NRC includes the following additional criteria for use of the modified Part 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 licensees 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 Part 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, work packages, and procedures would be assembled to support the proposed decontamination and dismantling activities.
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Perry Nuclear Power Plant                                  Document E22-1785-001, Rev. 1 Decommissioning Cost Analysis                                      Section 2, Page 4 of 13 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 pool and fuel handling systems, such that decommissioning operations can commence on the balance of the plant. The pool will remain operational for approximately four years following the cessation of the units operations before the inventory resident at shutdown can be transferred to the ISFSI. Pool decommissioning and drain down will take an additional six months.
* 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.
* Perform chemical decontamination of the NSSS to reduce radiation levels in support of removal operations.
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 release of the site from the 10 CFR Part 50 operating license, exclusive of the ISFSI.
Significant decommissioning activities in this phase include:
* Construction of temporary facilities and/or modification of existing facilities to support dismantling activities. For example, this will include a centralized processing area to facilitate equipment removal and component preparations for off-site disposal.
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* Reconfiguration and modification of site structures and facilities as needed to support decommissioning operations.
This will include the upgrading of roads (on- and off-site) to facilitate hauling and transport. Modifications will be required to the containment structure to facilitate access of large/heavy equipment. Modifications will also be required to the refueling area of the reactor building to support the segmentation of the reactor vessel internals and component extraction.
* Transfer of the spent fuel from the storage pool to the ISFSI pad for interim storage.
* 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 for the transportation and disposal of low-level radioactive wastes generated during decommissioning.
* Decontamination of components and piping systems as required to control (minimize) worker exposure.
* Removal of piping and components no longer essential to support decommissioning operations.
* Transfer of the steam separator and dryer assemblies to the dryer-separator pool for segmentation. Segmentation by weight and activity maximizes the loading of the shielded transport casks. The operations are conducted under water using remotely operated tooling and contamination controls.
* Disconnection of the control blades from the drives on the vessel lower head. Blades are transferred to the dryer-separator pool for packaging.
* Disassembly, segmentation, and packaging of the core shroud and in-core guide tubes. Some of the material is expected to exceed Class C disposal requirements. As such, those segments are packaged in a modified fuel storage canister for geologic disposal.
* Removal and segmentation of the remaining internals including the jet pump assemblies, orificed fuel supports, and core plate assembly.
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* Draining and decontamination of the reactor well and the permanent sealing of the spent fuel transfer gate. Install a shielded platform for segmentation of the reactor vessel.
Cutting operations are performed in air using remotely operated equipment within a contamination control envelope, with the water level maintained just below the cut to minimize the working area dose rates. Sections are transferred to the dryer-separator pool for packaging and interim storage.
* Disconnection of the control rod drives and instrumentation tubes from reactor vessel lower head. The lower reactor head and vessel supporting structure are then segmented.
* Removal of the reactor recirculation pumps. Exterior surfaces are decontaminated and openings covered. Components can serve as their own burial containers provided that all penetrations are properly sealed.
* Demolition of the primary shield activated concrete by controlled demolition.
* Transfer of the spent fuel from the storage pool to the ISFSI pad for interim storage. Spent fuel storage operations continue throughout the active decommissioning period.
At least two years prior to the anticipated date of license termination, a license termination plan (LTP) is required. Submitted as a supplement to the UFSAR 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 Commission. 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).
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* Removal of the steel liners from drywell, disposing of the activated and contaminated sections as radioactive waste.
Removal of any activated/ contaminated concrete.
* Removal of the steel liners from the steam separator and dryer pool and refueling pool.
* Surveys of the decontaminated areas of the containment structure.
* Remediation and removal of the contaminated equipment and material from the intermediate, radwaste, turbine and auxiliary buildings 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 facilitates surface decontamination and subsequent verification surveys required prior to obtaining release for demolition.
* Removal of the remaining components, equipment, and plant services in support of the area release survey(s).
* Routing of material removed during decontamination and dismantling to a central processing area. Material certified to be free of contamination is released for unrestricted disposition, as scrap, recycle, or for general disposal. Contaminated material is characterized and segregated for additional off-site processing (disassembly, chemical cleaning, volume reduction, and waste treatment), and/or packaged for controlled disposal at a 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 the Multi-Agency Radiation Survey and Site Investigation Manual (MARSSIM).[24] 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, TLG Services, LLC
 
Perry Nuclear Power Plant                                  Document E22-1785-001, Rev. 1 Decommissioning Cost Analysis                                      Section 2, Page 8 of 13 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 can begin. Efficient removal of the contaminated materials and verification that residual radionuclide concentrations are below the NRC limits may 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, intermediate, radwaste, and turbine 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 with a work force already mobilized on site is more efficient than if the process is deferred.
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 TLG Services, LLC
 
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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 repository or interim facility is assumed to be exclusively from the ISFSI once the fuel pool has been emptied and the intermediate building has been released for decommissioning. The ISFSI will continue to operate under a general license (10 CFR Part 50) following the amendment of the operating license to release the adjacent (power block) property.
Completion of the decommissioning process is dependent upon the ability to remove spent fuel from the site in a timely manner. This analysis assumes that the last of the spent fuel will be removed from the site within approximately forty years of the shutdown of the unit. This assumption assumes that spent fuel is off site prior to commencing decommissioning operations in the SAFSTOR alternative. Spent fuel transfer operations from the ISFSI to the DOE are assumed to be completed by 2066.
At the conclusion of the spent fuel transfer process, the ISFSI will be decommissioned. The Commission will terminate the Part 50 license if 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.
The design of the ISFSI is based upon the use of an MPC and a concrete shield (overpack) for pad storage. It is assumed that once the inner canisters containing the spent fuel assemblies have been removed, any required decontamination is performed on the overpacks (some minor neutron activation is assumed), and the license for the facility terminated, the overpacks can be dismantled using conventional techniques for the demolition of reinforced concrete. The concrete storage pad is then removed and the area regraded.
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Systems that are not required to support the spent fuel pool 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 are 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 a shorter time period is expected for these activities due to the more limited work scope. 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 plant in safe-storage includes, but is not limited to, the following activities:
* Isolation 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.
* Transferring the spent fuel from the storage pool to the ISFSI for interim storage, following the minimum required cooling period in the spent fuel pool.
* Draining and de-energizing of the non-contaminated systems not required to support continued site operations or maintenance.
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* 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      systems, decontaminating them 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 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 period 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.
Resident 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.
An environmental surveillance program is carried out during the dormancy period to ensure that releases of radioactive material to the environment are prevented or detected and controlled. Appropriate TLG Services, LLC
 
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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 are maintained throughout the dormancy period. Fire and radiation alarms are also functional.
Consistent with the DECON scenario, the spent fuel storage pool is emptied within four years of the cessation of operations, with the fuel transferred to the ISFSI. Spent fuel transfer from the ISFSI to an appropriate disposal facility is assumed to be complete by 2066. Once emptied, the ISFSI is secured for storage and decommissioned along with the power block structures in Period 4.
After a period of storage (such that license termination is accomplished within 60 years of final shutdown), it is required that the licensee submit an application to terminate the license, along with a LTP (described in Section 2.1.2), thereby initiating the third phase.
2.2.3 Periods 3 and 4 - Delayed Decommissioning Corresponding to the DECON Periods 1 and 2, Delayed Decommissioning following a SAFSTOR dormancy period is similar to the DECON counterparts, with the following considerations.
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 and the assembly of activity specifications and detailed work 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 TLG Services, LLC
 
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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 are assumed to become releasable due to the decay period alone. However, due to the lower activity levels, a greater percentage of the waste volume can be designated for off-site processing and recovery.
The delay in decommissioning also yields lower working area radiation levels. As such, the estimate for this delayed scenario incorporates reduced ALARA controls for the SAFSTOR's lower occupational exposure potential.
Although the initial radiation levels due to 60Co will substantially 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, 59Ni, and 63Ni. Therefore, the dismantling procedures described for the DECON alternative would still be employed during this scenario. Portions of the primary shield 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 begin. Dismantling, as a continuation of the decommissioning process is a cost-effective option, as described in Section 2.1.3. The basis for the dismantling cost 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.
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: 3. COST ESTIMATES The cost estimates prepared for decommissioning Perry consider the unique features of the site, including the nuclear steam supply system, electric power generating systems, structures, and supporting 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 ESTIMATES The analysis relies upon site-specific, technical information from an earlier evaluation prepared in 2014, updated to reflect current assumptions pertaining to the disposition of nuclear power plants and relevant industry experience in undertaking such projects. This information was reviewed for the current analysis and updated as deemed appropriate. The site-specific considerations and assumptions used in the previous evaluations 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,"[25] and the DOE "Decommissioning Handbook."[26] 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. 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.[27]
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 TLG Services, LLC
 
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Regulatory Guide 1.184 [28] 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. [29]
The estimates also reflect lessons learned from TLGs 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.
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Perry Nuclear Power Plant                                    Document E22-1785-001, Rev. 1 Decommissioning Cost Analysis                                        Section 3, Page 3 of 28 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 labor-hours, or crew-hours, are used in the development of the 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 handing systems and decontamination of the spent fuel pool is also dependent upon the timetable for the transfer of the spent fuel assemblies from the pool 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 FINANCIAL COMPONENTS OF THE COST MODEL TLGs 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, spent fuel management and site restoration.
3.3.1 Contingency 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.
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 TLG Services, LLC
 
Perry Nuclear Power Plant                                  Document E22-1785-001, Rev. 1 Decommissioning Cost Analysis                                      Section 3, Page 4 of 28 Association of Cost Engineers Project and Cost Engineers' Handbook[30] 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 a contingency percentage 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.
For example, the most technologically challenging task in decommissioning a commercial nuclear plant is the disposition of the reactor vessels and internal components, now highly radioactive after a lifetime of exposure to core activity. The disposition of these components forms the basis of the critical path (schedule) for decommissioning operations. Cost and schedule are interdependent, and any deviation in schedule has a significant impact on cost for performing a specific activity.
Disposition of the reactor vessel internals involves the underwater cutting of complex components that are highly radioactive. Costs are based upon optimum segmentation, handling, and packaging scenarios.
The schedule is primarily dependent upon the turnaround time for the heavily shielded shipping casks, including preparation, loading, and decontamination of the containers for transport. The number of casks required is a function of the pieces generated in the segmentation activity, a value calculated on optimum performance of the tooling employed in cutting the various subassemblies. The expected optimization, however, may not be achieved, resulting in delays and additional program costs. For this reason, contingency must be included to mitigate the consequences of the expected inefficiencies inherent in this complex activity, along with related concerns associated with the operation of highly specialized tooling, field conditions, and water clarity.
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-TLG Services, LLC
 
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depending on the degree of difficulty judged to be appropriate from TLGs 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%
Low-Level Radioactive Waste Processing              15%
Reactor Segmentation                                75%
NSSS Component Removal                              25%
Reactor Waste Packaging                            25%
Reactor Waste Transport                            25%
Reactor Vessel Component Disposal                  50%
GTCC Disposal                                      15%
Staffing                                            15%
Spent Fuel Management                              15%
Non-Radioactive Component Removal                  15%
Heavy Equipment and Tooling                        15%
Supplies                                            25%
Engineering                                        15%
Energy                                              15%
Insurance and Fees                                  10%
Characterization and Termination Surveys            30%
Operations and Maintenance Expense                  15%
Construction                                        15%
Property Taxes                                      10%
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 Appendices C and D).
Appendix E, the ISFSI decommissioning calculation, uses a flat 25%
contingency added at the end of the calculation.
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Perry Nuclear Power Plant                                  Document E22-1785-001, Rev. 1 Decommissioning Cost Analysis                                      Section 3, Page 6 of 28 3.3.2 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 eliminating 50% to 80% of the site labor force shortly after the cessation of plant operations, added cost for worker separation packages throughout the decommissioning program, national or company-mandated retraining, and retention incentives for key personnel.
* 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, or the start and rate of acceptance of spent fuel by the Federal government).
* 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.
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Perry Nuclear Power Plant                                  Document E22-1785-001, Rev. 1 Decommissioning Cost Analysis                                      Section 3, Page 7 of 28 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 will be revisited periodically and addressed through repeated revisions or updates of the base estimates.
3.4 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.
3.4.1 Spent Fuel Management The cost to dispose of the spent fuel generated from plant operations is not reflected within the estimates to decommission Perry. Ultimate disposition of the spent fuel is within the province of the Federal governments Waste Management System, as defined by the Nuclear Waste Policy Act. The disposal cost was financed by a 1 mill/kWhr surcharge paid into the DOEs 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 Federal government. This requirement is included through certain high-level waste cost elements within the estimates, as described below.
Completion of the decommissioning process is highly dependent upon the ability to remove spent fuel from the site. This analysis assumes that the last of the spent fuel will be removed from the site within approximately forty years of the final shutdown. This assumes that spent fuel is off site prior to commencing decommissioning operations in the SAFSTOR alternative.
This analysis assumes that the existing ISFSI is modified at the cessation of plant operations to accommodate the fuel present in the storage pool at shutdown.
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Perry Nuclear Power Plant                                  Document E22-1785-001, Rev. 1 Decommissioning Cost Analysis                                      Section 3, Page 8 of 28 The DOE's repository program assumes that spent fuel will be accepted for disposal from the nation's commercial nuclear plants in the order (the "queue") in which it was removed from service ("oldest fuel first").[31]
Repository operations were based upon annual industry-wide receipt of 400 Metric Tons Heavy Metal (MTHM) in the first year of operation, a total of 3,800 MTHM in years 2 through 4 and 3,000 MTHM for year 5 and beyond.[32]
Operation and maintenance costs for the spent fuel pool and ISFSI are included within the estimates and address the costs for staffing the facility, as well as security, insurance, and licensing fees. The current dry fuel storage system consists of a Holtec International Hi-Storm 100S system. The system consists of a multi-purpose (storage and transport) canister (MPC) and a concrete shield (overpack). There is uncertainty regarding the type of dry fuel storage system that will be used at Perry following final shutdown. For purposes of this cost estimate, it is assumed that the HI-STORM FW design, holding 89 fuel assemblies, will be used in support of the decommissioning program.
The estimates also include the costs to purchase, load, and transfer the MPCs from the pool to the ISFSI. Costs are also provided for the final disposition of the ISFSI once the transfer of the MPCs from the ISFSI to the DOE is complete.
ISFSI An ISFSI has been constructed on site to support continued plant operations. The ISFSI is expected to operate throughout decommissioning, and beyond the conclusion of the remediation phase in the DECON decommissioning scenario, until such time that the transfer of spent fuel to an appropriate disposal facility can be completed. Spent fuel transfer from the ISFSI is assumed to be complete by 2066. The scenario is similar for the SAFSTOR alternative; however, based upon the expected completion date for fuel transfer, the ISFSI will be emptied prior to the commencement of decommissioning operations.
The design and capacity of the ISFSI is based upon the use of the Holtec International HI-STORM FW System (with a 89-fuel assembly capacity) for all fuel storage following shutdown. The HI-STORM FW System consists of a sealed metallic multi-purpose canister (MPC) contained within an overpack constructed from a combination of steel and concrete.
The MPC can accommodate up to 89 undamaged Zircaloy-clad boiling TLG Services, LLC
 
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Operation and maintenance costs for the spent fuel pool and the ISFSI are included within the estimates and address the cost for staffing the facility, as well as security, insurance, and licensing fees. The estimates include the costs to purchase, load, and transfer the MPCs from the pool or from the ISFSI. Costs are also provided for the final disposition of the facilities once the transfer is complete.
Canister Loading and Transfer An average cost is used for the labor to load/transport the spent fuel from the pool to the ISFSI pad, based upon EHNC experience. For estimating purposes, 50% of this cost is used to estimate the cost to transfer the fuel from the ISFSI to the DOE.
Operations and Maintenance The estimates also include the cost of operating and maintaining the spent fuel pool and the ISFSI, respectively. Pool operations are expected to continue approximately four years after the cessation of operations of the nuclear unit. It is assumed that the four years provides the necessary cooling period for the final core to meet applicable transport system requirements for decay heat and/or the dry cask storage vendors system. An additional six months are allocated to allow for the decontamination and draining of the pool following spent fuel removal.
ISFSI operating costs are based upon the previously stated assumptions on fuel transfer expectations.
ISFSI Decommissioning In accordance with the specific requirements of 10 CFR &sect;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 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.
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Perry Nuclear Power Plant                                  Document E22-1785-001, Rev. 1 Decommissioning Cost Analysis                                      Section 3, Page 10 of 28 The MPCs are assumed to be transferred directly to the DOE and not returned to the station. Some of the Holtec overpacks are assumed to have residual radioactivity due to some minor level of neutron-induced activation as a result of the long-term storage of the spent fuel. The cost to dispose of residual radioactivity, and verify that the remaining facility and surrounding environs meet the NRCs radiological limits established for unrestricted use, form the basis of the ISFSI decommissioning estimate.
In addition to the spent fuel casks located on the ISFSI pad after shutdown there may be additional casks used for Greater-than-Class-C (GTCC) waste storage. The overpacks used to store the GTCC canisters (estimated quantity of four) are not expected to have any interior contamination or residual activation and can be reused or disposed of by conventional means after a final status survey.
The cost of the disposition of this material is included in the estimate.
Appendix E details the costs necessary to survey, decontaminate, and terminate the NRC license on the ISFSI facility. The estimates in Appendices C, D and E also include the costs for the demolition of the ISFSI facility following NRC license termination (as a Site Restoration expense).
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 (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. [33]
Although the material is not classified as high-level waste, federal regulations under the Act designate that disposal of this material is a federal responsibility under Section 3(b)(1)(D). However, the DOE has not been forthcoming with an acceptance criteria or disposition schedule for this material, and numerous questions remain as to the ultimate disposal cost and waste form requirements.
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It is assumed that the DOE would not accept this waste prior to completing the transfer of spent fuel. Therefore, until such time the DOE is ready to accept GTCC waste, it is reasonable to assume that this material would remain in storage at Perry. GTCC costs have been segregated and included within the "License Termination expenditures in Appendices C and D.
3.4.2 Reactor Vessel and Internal Components The reactor pressure vessel and internal components are segmented and shipped for disposal in shielded, reusable transportation casks.
Segmentation is performed in the refueling canal, where a turntable and remote cutter are 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.
The spent fuel pool is currently storing eleven control blades removed from the core; it is assumed that these blades will still be in the pool at the time of shutdown and will become decommissioning waste.
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:
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* 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 Perry plant ceases operation. Future viability of this option will depend upon the ultimate location of the disposal site, as well as the disposal site licensees 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.
3.4.3 Primary System Components The NSSS (reactor vessel and reactor recirculation system components) will be decontaminated using chemical agents prior to the start of cutting operations (DECON scenario only). 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.
Reactor recirculation 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 recirculation pumps and motors are lifted out intact, packaged, and transported for processing and/or disposal.
3.4.4 Main Turbine and Condenser The main turbine is dismantled using conventional maintenance procedures. The turbine rotors and shafts are removed to a laydown TLG Services, LLC
 
Perry Nuclear Power Plant                                  Document E22-1785-001, Rev. 1 Decommissioning Cost Analysis                                    Section 3, Page 13 of 28 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.
3.4.5 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.[34] The contaminated material will be packaged in Industrial Packages (IP-1, IP-2, or IP-3, as defined in subpart 173.411) for transport unless demonstrated to qualify as their own shipping containers. The reactor vessel and internal components are expected to be transported in accordance with 10 CFR Part 71, in 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.
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 Class A radioactive material requiring controlled disposal are based upon the mileage to the EnergySolutions facility in Clive, Utah. Transportation costs for the higher activity Class B and C radioactive material are based upon the mileage to the WCS facility in Andrews County, Texas. The transportation cost for the GTCC material is assumed to be contained within the disposal cost.
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Perry Nuclear Power Plant                                  Document E22-1785-001, Rev. 1 Decommissioning Cost Analysis                                    Section 3, Page 14 of 28 Transportation costs for off-site waste processing are based upon the mileage to Oak Ridge, Tennessee. Truck transport costs were developed from published tariffs from Tri-State Motor Transit.[35]
3.4.6 Low-Level Radioactive Waste Disposal To the greatest extent practical, metallic material generated in the decontamination and dismantling processes is processed to reduce the total cost of controlled disposal. Material meeting the regulatory and/or site release criterion, is released as scrap, requiring no further cost consideration. Conditioning (preparing the material to meet the waste acceptance criteria of the disposal site) and recovery of the waste stream is performed off site at a licensed processing center. Any material leaving the site that was removed from a contaminated or potentially contaminated area is subject to a survey and release charge, at a minimum.
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, D and E, 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 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, as well as the special handling requirements of the payload. Packaging efficiencies are lower for the highly activated materials (greater than Class A waste), where high concentrations of gamma-emitting radionuclides limit the capacity of the shipping canisters.
Disposal fees are based upon estimated charges, with surcharges added for the highly activated components, such as those generated in the segmentation of the reactor vessel. The cost to dispose of the lowest level and majority of the material generated from the decontamination and dismantling activities is based upon the current cost for disposal at EnergySolutions facility in Clive, Utah. Disposal costs for the higher TLG Services, LLC
 
Perry Nuclear Power Plant                                  Document E22-1785-001, Rev. 1 Decommissioning Cost Analysis                                    Section 3, Page 15 of 28 activity waste (Class B and C) were based upon preliminary information from WCS for the Andrews County facility.
3.4.7 Site Conditions Following Decommissioning The NRC will amend or 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 NRCs 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 owners own future plans for the site.
Only existing site structures are considered in the dismantling cost. The electrical switchyard remains after Perry is decommissioned in support of the regional transmission and distribution system. Structures are removed to a nominal depth of three feet below grade. The voids are backfilled with clean debris and capped with soil. The site is then re-graded to conform to the adjacent landscape. Vegetation is established to inhibit erosion. These non-radiological costs are included in the total cost of site restoration.
Costs are included for the demolition of shoreline structures including the intake structure, the alternate, cooling towers and the cooling tower pump house. Costs are not included for general restoration of the lake shoreline.
Concrete rubble generated from demolition activities is processed and made available as clean fill for the power block foundations. Additional clean fill is brought on site to backfill below grade voids as needed. The excavations will be regraded such that the power block area will have a final contour consistent with adjacent surroundings.
The estimates do not assume any remediation of contaminated soil at Perry.
3.5 ASSUMPTIONS The following are the major assumptions made in the development of the estimates for decommissioning the site.
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Perry Nuclear Power Plant                                  Document E22-1785-001, Rev. 1 Decommissioning Cost Analysis                                    Section 3, Page 16 of 28 3.5.1 Estimating Basis Decommissioning costs are reported in the year of projected expenditure; however, the values are provided in 2020 dollars. Costs are not inflated, escalated, or discounted over the periods of performance.
The plant inventory, the basis for the decontamination and dismantling requirements and cost, and the decommissioning waste streams, was taken from the 2014 analysis.
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.
3.5.2 Labor Costs The craft labor required to decontaminate and dismantle the nuclear unit will be acquired through standard site contracting practices. The current cost of labor at the site is used as an estimating basis. Costs for site administration, operations, construction, and maintenance personnel are based upon average salary information provided by EHNC.
EHNC will hire a Decommissioning Operations Contractor (DOC) to manage the decommissioning. The owner will provide site security, radiological health and safety, quality assurance and overall site administration during the decommissioning and demolition phases.
Contract personnel will provide engineering services for preparing the activity specifications, work procedures, activation, and structural analyses under the direction of EHNC.
Personnel costs are based upon average salary information provided by EHNC. Security, while reduced from operating levels, is maintained throughout the decommissioning for access control, material control, and to safeguard the spent fuel.
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Perry Nuclear Power Plant                                  Document E22-1785-001, Rev. 1 Decommissioning Cost Analysis                                    Section 3, Page 17 of 28 The staffing levels decrease from operating levels after shutdown, but remain elevated until the spent fuel has been placed into dry storage in the ISFSI, or shipped off site to the DOE.
A profile of the staffing level for the decommissioning, including contractors and craft, is provided in Figures 3.1 and 3.2 for the DECON and SAFSTOR scenarios. Utility staffing levels will gradually decrease after completing the removal of physical systems.
Staffing levels and management support will vary based upon the amount and type of decommissioning work. Craft manpower levels decrease after systems removal and structures decontamination and drop substantially during the delay period and the license termination survey period. However, craft staff levels increase again during the site restoration period due to the work associated with structures demolition.
3.5.3 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, 90Sr, 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.[36] Actual estimates are derived from the curie/gram values contained therein and adjusted for the different mass of the Perry components, projected operating life, and different periods of decay. Additional short-lived isotopes were derived from NUREG/CR-0130[37] and NUREG/CR-0672,[38] and benchmarked to the long-lived values from NUREG/CR-3474.
It is anticipated that there will be control element assemblies (CEAs) in the spent fuel pool at the cessation of operations, including those CEAs from the final core. This analysis assumes that the CEAs can be disposed of along with the spent fuel at no additional cost (in accordance with Appendix E of the Standard Contract).
Neutron activation of the reactor building structure is assumed to be confined to the primary shield adjacent to the reactor vessel.
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Perry Nuclear Power Plant                                    Document E22-1785-001, Rev. 1 Decommissioning Cost Analysis                                      Section 3, Page 18 of 28 3.5.4 General Unit 2 While this estimate includes Unit 1 and shared facilities with the adjacent Unit 2, it does not include the license termination survey or demolition and removal of those structures identified as Unit 2 facilities under the terms of the PUC agreement regarding the termination of construction activities at Unit 2.
Transition Activities Existing warehouses are cleared of non-essential material and remain for use by EHNC and its subcontractors. The plants 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.
* Drain and collect acids, caustics, and other chemical stores for recycle and/or sale.
* Process operating waste inventories. Disposal of operating wastes (e.g., filtration media, resins) 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. EHNC 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 TLG Services, LLC
 
Perry Nuclear Power Plant                                Document E22-1785-001, Rev. 1 Decommissioning Cost Analysis                                    Section 3, Page 19 of 28 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 is 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.
Asbestos These estimates do not include any costs for remediation of asbestos.
Energy For estimating purposes, the plant is assumed to be de-energized, with the exception of those facilities associated with spent fuel storage.
Replacement power costs are used to calculate the cost of energy consumed during decommissioning for tooling, lighting, ventilation, and essential services.
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.[39] The NRCs financial protection requirements are based on various reactor (and spent fuel) configurations.
EHNC Corporate Overhead A corporate support overhead cost has been included at a level commensurate with the existing Perry corporate support costs. For TLG Services, LLC
 
Perry Nuclear Power Plant                                Document E22-1785-001, Rev. 1 Decommissioning Cost Analysis                                  Section 3, Page 20 of 28 SAFSTOR, corporate A & G decreases during the dormancy periods and returns to higher levels during active decommissioning periods.
Site Non-Labor Overhead These estimates include costs for site non-labor overhead charges. These costs include telephones, copy machines, computers, IT infrastructure, office supplies, janitorial supplies, training expenses, etc. EHNC provided a site non-labor overhead allowance to address these costs.
Property Taxes Property taxes are included for all decommissioning periods. EHNC provided their 2019 property tax payments, which were escalated to 2020 dollars; these were assumed to continue for the first year following final shutdown. In the second year of decommissioning, the site pays the real property composite cost only. Beginning in the third year, the site incurs a minimum property tax payment of $500,000 per year; this level is maintained for the balance of the decommissioning program.
NRC Fees These estimates include charges from the NRC to support the Perry decommissioning program. Charges are included for the yearly licenses held by EHNC for the Part 50 license, as well as engineering support charges by the NRC to review activities at the site. The Part 50 license fee for a reactor in a decommissioning or possession-only status and which has spent fuel onsite is $188 thousand per year. The hourly rate for NRC review is $279.00. The level of effort of NRC participation is commensurate with the decommissioning alternative and schedule.
Emergency Planning Fees These estimates include costs for emergency planning support activities.
There are three separate civil emergency planning organizations assumed to be supporting EHNC during the decommissioning program.
The Federal Emergency Management Agency (FEMA) yearly fees are estimated for the site from shutdown until approximately 12 months after unit shutdown, after which the FEMA fees are assumed to be eliminated.
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Perry Nuclear Power Plant                                Document E22-1785-001, Rev. 1 Decommissioning Cost Analysis                                  Section 3, Page 21 of 28 The Ohio emergency management yearly fees are estimated for the site from shutdown until the end of spent fuel pool operations, after which these state emergency agency fees are also assumed to be eliminated.
The combined Ashtabula, Geauga, and Lake Counties emergency agency fees are estimated to continue until the spent fuel has been removed from the site, assumed to be in the year 2066.
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.
3.6 COST ESTIMATE
 
==SUMMARY==
 
A schedule of expenditures for each scenario is provided in Tables 3.1 and 3.2.
Decommissioning costs are reported in the year of projected expenditure; however, the values are provided in thousands of 2020 dollars. Costs are not inflated, escalated, or discounted over the period of expenditure. The annual expenditures are based upon the detailed activity costs reported in Appendices C, D and E, along with the schedules discussed in Section 4.
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Perry Nuclear Power Plant                                Document E22-1785-001, Rev. 1 Decommissioning Cost Analysis                                  Section 3, Page 22 of 28 TABLE 3.1 DECON ALTERNATIVE TOTAL ANNUAL EXPENDITURES (thousands, 2020 dollars)
Equipment &
Year      Labor      Materials    Energy      Burial      Other        Total 2026      45,467          4,699      1,362          31    26,898        78,458 2027      74,039        30,244      2,563      24,514      35,358      166,719 2028      81,348        41,136      1,639      67,649      18,388      210,160 2029      95,880        41,689      1,503      67,536      18,122      224,729 2030      97,615        32,315      1,116      51,588      14,986      197,621 2031      48,772          4,209        483      4,990      5,937        64,391 2032      29,927        11,530        199            5      5,171        46,831 2033      25,835        13,131        172            0      5,288        44,425 2034        7,744        2,079          26            0      3,091        12,940 2035        4,534            118          0            0      2,701          7,353 2036        4,547            119          0            0      2,708          7,373 2037        4,534            118          0            0      2,701          7,353 2038        4,592            291          0            0      2,701          7,583 2039        4,879        1,153          0            0      2,701          8,733 2040        4,719            636          0            0      2,708          8,063 2041        4,764            808          0            0      2,701          8,273 2042        4,534            118          0            0      2,701          7,353 2043        4,764            808          0            0      2,701          8,273 2044        4,777            809          0            0      2,708          8,293 2045        4,764            808          0            0      2,701          8,273 2046        4,707            636          0            0      2,701          8,043 2047        4,534            118          0            0      2,701          7,353 2048        4,547            119          0            0      2,708          7,373 2049        4,707            636          0            0      2,701          8,043 2050        4,649            463          0            0      2,701          7,813 2051        4,707            636          0            0      2,701          8,043 2052        4,719            636          0            0      2,708          8,063 2053        4,649            463          0            0      2,701          7,813 2054        4,707            636          0            0      2,701          8,043 2055        4,649            463          0            0      2,701          7,813 TLG Services, LLC
 
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DECON ALTERNATIVE TOTAL ANNUAL EXPENDITURES (thousands, 2020 dollars)
Equipment &
Year      Labor      Materials    Energy      Burial    Other          Total 2056        4,719            636          0          0      2,708          8,063 2057        4,707            636          0          0      2,701          8,043 2058        4,649            463          0          0      2,701          7,813 2059        4,707            636          0          0      2,701          8,043 2060        4,662            464          0          0      2,708          7,833 2061        4,707            636          0          0      2,701          8,043 2062        4,707            636          0          0      2,701          8,043 2063        4,649            463          0          0      2,701          7,813 2064        4,719            636          0          0      2,708          8,063 2065        4,649            463          0          0      2,701          7,813 2066        4,763        1,804          0          0    10,630        17,196 2067        3,829        1,317          18      3,273      5,891        14,328 Total    660,073        200,413      9,081    219,587    233,548      1,322,702 TLG Services, LLC
 
Perry Nuclear Power Plant                                Document E22-1785-001, Rev. 1 Decommissioning Cost Analysis                                  Section 3, Page 24 of 28 TABLE 3.2 SAFSTOR ALTERNATIVE TOTAL ANNUAL EXPENDITURES (thousands, 2020 dollars)
Equipment &
Year      Labor      Materials    Energy      Burial      Other        Total 2026      35,817          4,276      1,362          31    26,685        68,171 2027      51,973        21,439      1,325      1,656      32,878      109,272 2028      23,853        15,476        345          17      8,913        48,604 2029      23,788        15,433        344          17      8,888        48,471 2030      19,380        11,093        294          15      7,075        37,857 2031        8,609          487        172            8      2,646        11,922 2032        8,633          488        173            9      2,653        11,955 2033        8,609          487        172            8      2,646        11,922 2034        8,609          487        172            8      2,646        11,922 2035        8,609          487        172            8      2,646        11,922 2036        8,633          488        173            9      2,653        11,955 2037        8,609          487        172            8      2,646        11,922 2038        8,667          659        172            8      2,646        12,152 2039        8,954        1,522        172            8      2,646        13,302 2040        8,805        1,006        173            9      2,653        12,645 2041        8,839        1,177        172            8      2,646        12,842 2042        8,609          487        172            8      2,646        11,922 2043        8,839        1,177        172            8      2,646        12,842 2044        8,863        1,178        173            9      2,653        12,875 2045        8,839        1,177        172            8      2,646        12,842 2046        8,782        1,004        172            8      2,646        12,612 2047        8,609          487        172            8      2,646        11,922 2048        8,633          488        173            9      2,653        11,955 2049        8,782        1,004        172            8      2,646        12,612 2050        8,724          832        172            8      2,646        12,382 2051        8,782        1,004        172            8      2,646        12,612 2052        8,805        1,006        173            9      2,653        12,645 2053        8,724          832        172            8      2,646        12,382 2054        8,782        1,004        172            8      2,646        12,612 2055        8,724          832        172            8      2,646        12,382 TLG Services, LLC
 
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SAFSTOR ALTERNATIVE TOTAL ANNUAL EXPENDITURES (thousands, 2020 dollars)
Equipment &
Year      Labor      Materials    Energy      Burial      Other        Total 2056        8,805        1,006        173            9      2,653        12,645 2057        8,782        1,004        172            8      2,646        12,612 2058        8,724          832        172            8      2,646        12,382 2059        8,782        1,004        172            8      2,646        12,612 2060        8,748          833        173            9      2,653        12,415 2061        8,782        1,004        172            8      2,646        12,612 2062        8,782        1,004        172            8      2,646        12,612 2063        8,724          832        172            8      2,646        12,382 2064        8,805        1,006        173            9      2,653        12,645 2065        8,724          832        172            8      2,646        12,382 2066        8,839        1,177        172            8      2,646        12,842 2067        3,515          359        172            7      1,519          5,572 2068        3,525          360        173            7      1,523          5,587 2069        3,515          359        172            7      1,519          5,572 2070        3,515          359        172            7      1,519          5,572 2071        3,515          359        172            7      1,519          5,572 2072        3,525          360        173            7      1,523          5,587 2073        3,515          359        172            7      1,519          5,572 2074        3,515          359        172            7      1,519          5,572 2075        3,515          359        172            7      1,519          5,572 2076        3,525          360        173            7      1,523          5,587 2077        3,515          359        172            7      1,519          5,572 2078        3,515          359        172            7      1,519          5,572 2079        3,515          359        172            7      1,519          5,572 2080      25,758          2,936      1,017          23      2,807        32,541 2081      47,186          7,658      1,716      5,376      5,368        67,304 2082      73,989        36,682      1,635    102,577      21,592      236,475 2083      69,808        17,892      1,343      44,455      14,524      148,023 2084      69,239        14,527      1,294      34,015      13,280      132,355 2085      56,642          7,887        772      15,352      7,464        88,118 TLG Services, LLC
 
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SAFSTOR ALTERNATIVE TOTAL ANNUAL EXPENDITURES (thousands, 2020 dollars)
Equipment &
Year      Labor      Materials    Energy      Burial    Other          Total 2086      26,344        11,263        208          7      3,172        40,994 2087      21,068        13,583        172          0      3,297        38,120 2088        4,387        2,828          36          0        686          7,937 Total    909,532        218,463      20,301    203,939    271,695      1,623,931 TLG Services, LLC
 
Perry Nuclear Power Plant                      Document E22-1785-001, Rev. 1 Decommissioning Cost Analysis                        Section 3, Page 27 of 28 FIGURE 3.1 PERRY MANPOWER LEVELS DECON ALTERNATIVE TLG Services, LLC
 
Perry Nuclear Power Plant                      Document E22-1785-001, Rev. 1 Decommissioning Cost Analysis                      Section 3, Page 28 of 28 FIGURE 3.2 PERRY MANPOWER LEVELS SAFSTOR ALTERNATIVE TLG Services, LLC
 
Perry Nuclear Power Plant                                  Document E22-1785-001, Rev. 1 Decommissioning Cost Analysis                                      Section 4, Page 1 of 5
: 4. SCHEDULE ESTIMATE The schedules for the decommissioning scenarios considered in this analysis 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 described in Section 3.4.1.
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 pool within four years of shutdown. 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.[40]
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 intermediate building is isolated until such time that all spent fuel has been discharged from the spent fuel pool to an appropriate disposal facility or to the ISFSI. Decontamination and dismantling of the storage pool is initiated once the transfer of spent fuel is complete (DECON option).
* All work (except vessel and internals removal) is performed during an 8-hour workday, 5 days per week, with no overtime.
* 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.
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* For plant systems removal, the systems with the longest removal durations in areas on the critical path are considered to determine the duration of the activity.
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 intermediate building for final decontamination.
Project timelines are provided in Figures 4.2 and 4.3, with milestone dates based on the anticipated shutdown date.* The fuel pool is emptied approximately four years after shutdown, while ISFSI operations continue until all spent fuel has been transferred to an appropriate disposal facility. Deferred decommissioning in the SAFSTOR scenarios are assumed to commence so that the operating licenses are terminated within a 60-year period from the cessation of plant operations.
* The shutdown date of March 18, 2026 is based on an operating license expiration date that was in place when development of the estimate began. On October 8, 2020, the NRC approved an extension from the March 18, 2026 license expiration date to November 7, 2026. The impact of extending the shutdown date is considered negligible and would not have a significant impact on the estimate.
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: 1. Red scheduling bars indicate critical path activities
: 2. Blue scheduling bars associated with major decommissioning periods, e.g., Period 1a, indicate overall duration of that period
: 3. Diamond symbols indicate major milestones TLG Services, LLC
 
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Shutdown END Period 2            Period 3 Period 1          Decommissioning            Site                                                      ISFSI Preparations            Operations          Restoration                    ISFSI Operations              D&D Mar 2026*                                                                                                          Jul 2067 Sep 2027                  Feb 2032          Feb 2034                                      Dec 2066 Fuel Pool Operations Sep 2030 Dry Fuel Storage Dec 2066
* The shutdown date of March 18, 2026 is based on an operating license expiration date that was in place when development of the estimate began. On October 8, 2020, the NRC approved an extension from the March 18, 2026 license expiration date to November 7, 2026. The impact of extending the shutdown date is considered negligible and would not have a significant impact on the estimate.
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Shutdown                                                                                                                  END Period 1                                                                                                  Period 5 SAFSTOR                                  Period 2                  Period 3          Period 4            Site Preparations                              Dormancy                  Preparations    Decommissioning      Restoration Mar 2026*                                                                                                                Mar 2088 Sep 2027                                              Jun-2080      Dec-2081                Mar 2086 Fuel Pool Operations Sep 2030 ISFSI Operations Dry Fuel Storage Dec 2066
* The shutdown date of March 18, 2026 is based on an operating license expiration date that was in place when development of the estimate began. On October 8, 2020, the NRC approved an extension from the March 18, 2026 license expiration date to November 7, 2026. The impact of extending the shutdown date is considered negligible and would not have a significant impact on the estimate.
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: 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,[41] 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 Part 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 D and E, 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 containers.
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.
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Perry Nuclear Power Plant                                Document E22-1785-001, Rev. 1 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. Material that is considered potentially contaminated when removed from the radiological controlled area is sent to processing facilities in Tennessee for conditioning. Heavily contaminated components and activated materials are routed for controlled disposal. The disposal volumes reported in the tables reflect the savings resulting from reprocessing and recycling.
For purposes of constructing the estimates, the current cost for disposal at EnergySolutions facility in Clive, Utah was used for a majority of the radioactive waste produced from the decommissioning activities. A common rate was used for containerized waste and large components. Demolition debris including miscellaneous steel, scaffolding, and concrete was disposed of at a bulk rate. The decommissioning waste stream also included resins and dry active waste.
Since EnergySolutions is not currently able to receive the more highly radioactive components generated in the decontamination and dismantling of the reactor, disposal costs for the Class B and C material were based upon preliminary information from WCS on the cost at the Andrews County, Texas facility.
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Direct Burial EnergySolutions Containerized Clive, Utah Waste Decommissioning                        Bulk Waste Low-Level Radioactive Waste              (Contaminated Soil Streams                          and Concrete)
Reactor Waste (Class A)
Duratek Metal Processing Oak Ridge, TN Reactor Waste (Classes B/C)
Waste Control Specialists Andrews County, Resin                          Texas NSSS Decontamination (Class B/C)
Reactor Waste                  Geologic Disposal (Class GTCC)                  Federal Facility TLG Services, LLC
 
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Disposition of the Class B and C low-level radioactive waste will be at the Waste Control Specialists site in Andrews County, Texas.
Disposal options (and destinations) for GTCC are still being evaluated.
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==SUMMARY==
 
Waste Volume          Weight Waste                Cost Basis      Class [1]  (cubic feet)        (pounds)
Low-Level Radioactive        EnergySolutions A
Waste (near-surface            Containerized                      216,180      13,349,000 disposal)                    EnergySolutions A
Bulk                          128,311        5,527,210 B
WCS                              2,554          313,959 C
WCS                              1,010          71,096 Greater than Class C            Spent Fuel GTCC (geologic repository)            Equivalent                          1,868          365,766 Total [2]                                                          349,923      19,627,031 Processed/Conditioned Recycling (off-site recycling                                  A Vendors                          745,025      31,522,490 center)
Scrap Metal                                                                      89,718,000
[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.
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==SUMMARY==
 
Waste Volume          Weight Waste                Cost Basis      Class [1]  (cubic feet)        (pounds)
Low-Level Radioactive        EnergySolutions A
Waste (near-surface            Containerized                      139,097        8,799,324 disposal)                    EnergySolutions A
Bulk                          132,335        5,614,997 B
WCS                              2,128          196,685 C
WCS                                393          60,846 Greater than Class C            Spent Fuel GTCC (geologic repository)            Equivalent                          1,868          365,766 Total [2]                                                          275,822      15,037,617 Processed/Conditioned Recycling (off-site recycling                                  A Vendors                          820,999      34,762,950 center)
Scrap Metal                                                                      89,710,000
[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.
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Perry Nuclear Power Plant                                  Document E22-1785-001, Rev. 1 Decommissioning Cost Analysis                                    Section 6, Page 1 of 5
: 6. RESULTS The analysis to estimate the costs to decommission Perry relied upon the site-specific, technical information provided by EHNC. While not an engineering study, the estimates provide the owner 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 spent fuel pool for a minimum of four years following the cessation of operations for continued cooling of the assemblies.
The cost projected to promptly decommission the station (DECON), dismantle the structures, and manage the spent fuel is shown in Table 6.1. The majority of the cost (approximately 65.8%) is associated with the physical decontamination and dismantling of the nuclear plant so that the operating licenses can be terminated.
Another 27.9% is associated with the management, interim storage, and eventual transfer of the spent fuel. The remaining 6.3% is for the demolition of the designated structures and limited restoration of the site.
The cost projected for deferred decommissioning (SAFSTOR) is shown in Table 6.2.
The majority of this cost (approximately 75.5%) 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 19.3% is associated with the management, interim storage, and eventual transfer of the spent fuel. The remaining 5.2% 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. This analysis assumes that EHNC will oversee the decommissioning program using a DOC to manage the decommissioning labor force and the associated subcontractors.
The size and composition of the management organization varies with the decommissioning phase and associated site activities. However, once the operating license is amended or terminated, the staff is substantially reduced for the TLG Services, LLC
 
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As described in this report, the spent fuel pool will remain operational for a minimum of four years following the cessation of operations. The pool will be isolated and an independent spent fuel island created. This will allow decommissioning operations to proceed in and around the pool area. Over the four 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 majority of the low-level radioactive material requiring controlled disposal is at the EnergySolutions 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.
A significant portion of the metallic waste is designated for additional processing and treatment at an off-site facility. Processing reduces the volume of material requiring controlled disposal through such techniques and processes as survey and sorting, decontamination, and volume reduction. The material that cannot be unconditionally released is packaged for controlled disposal at one of the currently operating facilities. The cost identified in the summary tables for processing is all-inclusive, incorporating the ultimate disposition of the material.
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. The methods employed in decontamination and dismantling are generally destructive and indiscriminate in inflicting collateral damage. 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 licenses.
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 general expense, i.e., 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.
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Perry Nuclear Power Plant                                Document E22-1785-001, Rev. 1 Decommissioning Cost Analysis                                    Section 6, Page 3 of 5 Decontamination is used to reduce the plants radiation fields and minimize worker exposure. Slightly contaminated material or material located within a contaminated area is sent to an off-site processing center; this analysis does not assume that contaminated plant components and equipment can be decontaminated for uncontrolled release in-situ. Centralized processing centers have proven to be a more economical means of handling the large volumes of material produced in the dismantling of a nuclear plant.
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.
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Perry Nuclear Power Plant                                          Document E22-1785-001, Rev. 1 Decommissioning Cost Analysis                                                Section 6, Page 4 of 5 TABLE 6.1 DECON ALTERNATIVE DECOMMISSIONING COST ELEMENTS (thousands of 2020 dollars)
Cost Element                                          Total          Percentage Decontamination                                          26,919                2.0 Removal                                                  219,695              16.6 Packaging                                                31,604                2.4 Transportation                                            23,810                1.8 Waste Disposal                                          129,601                9.8 Off-site Waste Processing                                100,415                7.6 Program Management [1]                                  280,010              21.2 Security                                                170,459              12.9 Spent Fuel Pool Isolation                                14,576                1.1 Spent Fuel Management [2]                                151,562              11.5 Insurance and Regulatory Fees                            46,475                3.5 Energy                                                    9,081                0.7 Characterization and Licensing Surveys                    35,693                2.7 Property Taxes                                            34,599                2.6 Miscellaneous                                              7,391                0.6 Corporate A&G                                            40,812                3.1 Total [3]                                            1,322,702              100.0 Cost Element                                            Total          Percentage License Termination                                      869,651              65.8 Spent Fuel Management                                    369,080              27.9 Site Restoration                                          83,971                6.3 Total [3]                                              1,322,702            100.0
[1] Includes engineering costs
[2] Excludes program management costs (staffing) but includes costs for spent fuel loading/transfer costs/spent fuel pool O&M and EP fees
[3] Columns may not add due to rounding TLG Services, LLC
 
Perry Nuclear Power Plant                                          Document E22-1785-001, Rev. 1 Decommissioning Cost Analysis                                                Section 6, Page 5 of 5 TABLE 6.2 SAFSTOR ALTERNATIVE DECOMMISSIONING COST ELEMENTS (thousands of 2020 dollars)
Cost Element                                            Total        Percentage Decontamination                                          38,222                2.4 Removal                                                  218,405              13.5 Packaging                                                22,817                1.4 Transportation                                            18,450                1.1 Waste Disposal                                          103,630                6.4 Off-site Waste Processing                                110,737                6.8 Program Management [1]                                  492,268              30.3 Security                                                204,776              12.6 Spent Fuel Pool Isolation                                14,576                0.9 Spent Fuel Management [2]                                141,587                8.7 Insurance and Regulatory Fees                            70,793                4.4 Energy                                                    20,301                1.3 Characterization and Licensing Surveys                    37,039                2.3 Property Taxes                                            44,972                2.8 Miscellaneous                                            27,852                1.7 Corporate A&G                                            57,505                3.5 Total [3]                                              1,623,931            100.0 Cost Element                                            Total        Percentage License Termination                                    1,225,849              75.5 Spent Fuel Management                                    313,766              19.3 Site Restoration                                          84,316                5.2 Total [3]                                              1,623,931            100.0
[1] Includes engineering costs
[2] Excludes program management costs (staffing) but includes costs for spent fuel loading/transfer costs/spent fuel pool O&M and EP fees
[3] Columns may not add due to rounding TLG Services, LLC
 
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: 7. REFERENCES
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: 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. U.S. Code of Federal Regulations, Title 10, Part 20, Subpart E, Radiological Criteria for License Termination [Open]
: 5. U.S. Code of Federal Regulations, Title 10, Parts 20 and 50, Entombment Options for Power Reactors, Advance Notice of Proposed Rulemaking, 66 Fed.
Reg. 52551, October 16, 2001 [Open]
: 6. 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]
: 7. 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]
: 8. Nuclear Waste Policy Act of 1982, 42 U.S. Code 10101, et seq. [Open]
: 9. Charter of the Blue Ribbon Commission on Americas Nuclear Future, Objectives and Scope of Activities, 2010 [Open]
: 10. Blue Ribbon Commission on Americas Nuclear Future, Report to the Secretary of Energy, p. 27, 32, January 2012 [Open]
: 11. Strategy for the Management and Disposal of Used Nuclear Fuel and High-Level Radioactive Waste, U.S. DOE, January 11, 2013 [Open]
: 12. United States Court of Appeals for the District of Columbia Circuit, In Re: Aiken County, et al., August 2013 [Open]
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: 7. REFERENCES (continued)
: 13. U.S. Code of Federal Regulations, Title 10, Part 961.11, Article IV -
Responsibilities of the Parties, B. DOE Responsibilities, 5.(a)  DOE shall issue an annual acceptance priority ranking for receipt of SNF and or HLW as calculated from the date of discharge of such materials for the civilian nuclear power reactor. The oldest fuel or waste will have the highest priority for acceptance [Open]
: 14. U.S. Code of Federal Regulations, Title 10, Part 50, Domestic Licensing of Production and Utilization Facilities, Subpart 54 (bb), Conditions of Licenses
[Open]
: 15. U.S. Code of Federal Regulations, Title 10, Part 72.40 Subpart K, General License for Storage of Spent Fuel at Power Reactor Sites [Open]
: 16. Low-Level Radioactive Waste Policy Act, Public Law 96-573, 1980 [Open]
: 17. Low-Level Radioactive Waste Policy Amendments Act of 1985, Public Law 99-240, January 15, 1986 [Open]
: 18. U.S. Code of Federal Regulations, Title 10, Part 61, Licensing Requirements for Land Disposal of Radioactive Waste [Open]
: 19. Final Environmental Impact Statement for the Disposal of Greater-Than-Class C (GTCC) Low-Level Radioactive Waste and GTCC-Like Waste (DOE/EIS-0375),
January 2016 [Open]
: 20. 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
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: 21. Establishment of Cleanup Levels for CERCLA Sites with Radioactive Contamination, EPA Memorandum OSWER No. 9200.4-18, August 22, 1997
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: 22. Maximum contaminant levels for radionuclides, U.S. Code of Federal Regulations, Title 40, Part 141.66, [Open]
: 23. 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 [Open]
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: 28. Decommissioning of Nuclear Power Reactors, Regulatory Guide 1.184, Nuclear Regulatory Commission, October 2013 [Open]
: 29. Standard Format and Content of Decommissioning Cost Estimates for Nuclear Power Reactors, Regulatory Guide 1.202, Nuclear Regulatory Commission, February 2005 [Open]
: 30. Project and Cost Engineers Handbook, Second Edition, p. 239, American Association of Cost Engineers, Marcel Dekker, Inc., New York, New York, 1984
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: 37. 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] [Open Appendices]
: 38. 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 Report] [Open Appendices]
: 39. SECY-00-0145, Integrated Rulemaking Plan for Nuclear Power Plant Decommissioning, June 2000."Microsoft Project Professional 2010," Microsoft Corporation, Redmond, WA [Open]
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: 41. Atomic Energy Act of 1954, (68 Stat. 919) [Open]
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Perry Nuclear Power Plant                    Document E22-1785-001, Rev. 1 Decommissioning Cost Analysis                    Appendix A, Page 1 of 4 APPENDIX A UNIT COST FACTOR DEVELOPMENT TLG Services, LLC
 
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: 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 (37.1% 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 hours ***
* alpha designators indicate activities that can be performed in parallel TLG Services, LLC
 
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: 3.      LABOR REQUIRED Duration          Rate Crew                                        Number              (hours)          ($/hr)              Cost Laborers                                      3.00              11.217          $ 55.73          $1,875.37 Craftsmen                                      2.00              11.217          $ 66.57          $1,493.43 Foreman                                        1.00              11.217          $ 71.76            $804.93 General Foreman                                0.25              11.217          $ 72.02            $201.96 Fire Watch                                    0.05              11.217          $ 55.73              $31.26 Health Physics Technician                      1.00              11.217          $ 74.65            $837.35 Total Labor Cost                                                                                    $5,244.30
: 4.      EQUIPMENT & CONSUMABLES COSTS Equipment Costs                                                                                            none Consumables/Materials Costs
  -Universal Sorbent 50 @ $0.63 sq. ft. {1}                                                              $31.50
  -Tarpaulins (7.5 mils, oil resistant, fire retardant) 50 @ $0.47/sq. ft. {2}                          $23.50
  -Gas torch consumables 1 @ $20.76/hr. x 1 hr. {3}                                                      $20.76 Subtotal cost of equipment and materials                                                                $75.76 Overhead & profit on equipment and materials @ 17.250 %                                                  $13.07 Total costs, equipment & material                                                                        $88.83 TOTAL COST:
Removal of contaminated heat exchanger <3000 pounds:                                            $5,333.13 Total labor cost:                                                                                    $5,244.30 Total equipment/material costs:                                                                          $88.83 Total craft labor man-hours required per unit:                                                            81.88 TLG Services, LLC
 
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: 5. NOTES AND REFERENCES Work difficulty factors were developed in conjunction with the Atomic Industrial Forums (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," AIF/NESP-036, May 1986.
References for equipment & consumables costs:
: 1. www.mcmaster.com online catalog, McMaster Carr Spill Control (7193T88)
: 2. R.S. Means (2020) Division 01 56, Section 13.60-0600, page 23
: 3. R.S. Means (2020) Division 01 54 33, Section 40-6360, page 736 Material and consumable costs were adjusted using the regional indices for Cleveland, Ohio.
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Unit Cost Factor                                                                                      Cost/Unit($)
Removal of clean instrument and sampling tubing, $/linear foot                                                    0.60 Removal of clean pipe 0.25 to 2 inches diameter, $/linear foot                                                    6.46 Removal of clean pipe >2 to 4 inches diameter, $/linear foot                                                      9.14 Removal of clean pipe >4 to 8 inches diameter, $/linear foot                                                      17.47 Removal of clean pipe >8 to 14 inches diameter, $/linear foot                                                    33.97 Removal of clean pipe >14 to 20 inches diameter, $/linear foot                                                    44.23 Removal of clean pipe >20 to 36 inches diameter, $/linear foot                                                    65.06 Removal of clean pipe >36 inches diameter, $/linear foot                                                          77.28 Removal of clean valve >2 to 4 inches                                                                          116.90 Removal of clean valve >4 to 8 inches                                                                          174.74 Removal of clean valve >8 to 14 inches                                                                          339.73 Removal of clean valve >14 to 20 inches                                                                        442.29 Removal of clean valve >20 to 36 inches                                                                        650.59 Removal of clean valve >36 inches                                                                              772.75 Removal of clean pipe hanger for small bore piping                                                                41.15 Removal of clean pipe hanger for large bore piping                                                              146.54 Removal of clean pump, <300 pound                                                                              296.11 Removal of clean pump, 300-1000 pound                                                                          810.34 Removal of clean pump, 1000-10,000 pound                                                                    3,209.70 Removal of clean pump, >10,000 pound                                                                        6,212.44 Removal of clean pump motor, 300-1000 pound                                                                    337.82 Removal of clean pump motor, 1000-10,000 pound                                                              1,332.23 Removal of clean pump motor, >10,000 pound                                                                  2,997.51 Removal of clean heat exchanger <3000 pound                                                                  1,726.70 Removal of clean heat exchanger >3000 pound                                                                  4,353.46 Removal of clean feedwater heater/deaerator                                                                12,249.97 Removal of clean moisture separator/reheater                                                                25,153.86 Removal of clean tank, <300 gallons                                                                            380.73 Removal of clean tank, 300-3000 gallon                                                                      1,197.97 Removal of clean tank, >3000 gallons, $/square foot surface area                                                  9.96 TLG Services, LLC
 
Perry Nuclear Power Plant                                                        Document E22-1785-001, Rev. 1 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                                                              159.83 Removal of clean electrical equipment, 300-1000 pound                                                          550.01 Removal of clean electrical equipment, 1000-10,000 pound                                                    1,100.03 Removal of clean electrical equipment, >10,000 pound                                                        2,608.05 Removal of clean electrical transformer < 30 tons                                                            1,811.25 Removal of clean electrical transformer > 30 tons                                                            5,216.10 Removal of clean standby diesel generator, <100 kW                                                          1,850.04 Removal of clean standby diesel generator, 100 kW to 1 MW                                                    4,129.41 Removal of clean standby diesel generator, >1 MW                                                            8,548.71 Removal of clean electrical cable tray, $/linear foot                                                            15.08 Removal of clean electrical conduit, $/linear foot                                                                6.59 Removal of clean mechanical equipment, <300 pound                                                              159.83 Removal of clean mechanical equipment, 300-1000 pound                                                          550.01 Removal of clean mechanical equipment, 1000-10,000 pound                                                    1,100.03 Removal of clean mechanical equipment, >10,000 pound                                                        2,608.05 Removal of clean HVAC equipment, <300 pound                                                                    193.28 Removal of clean HVAC equipment, 300-1000 pound                                                                660.88 Removal of clean HVAC equipment, 1000-10,000 pound                                                          1,317.14 Removal of clean HVAC equipment, >10,000 pound                                                              2,608.05 Removal of clean HVAC ductwork, $/pound                                                                            0.63 Removal of contaminated instrument and sampling tubing, $/linear foot                                              1.98 Removal of contaminated pipe 0.25 to 2 inches diameter, $/linear foot                                            27.41 Removal of contaminated pipe >2 to 4 inches diameter, $/linear foot                                              46.51 Removal of contaminated pipe >4 to 8 inches diameter, $/linear foot                                              73.55 Removal of contaminated pipe >8 to 14 inches diameter, $/linear foot                                            143.67 Removal of contaminated pipe >14 to 20 inches diameter, $/linear foot                                          172.57 Removal of contaminated pipe >20 to 36 inches diameter, $/linear foot                                          238.64 Removal of contaminated pipe >36 inches diameter, $/linear foot                                                281.94 Removal of contaminated valve >2 to 4 inches                                                                    562.91 Removal of contaminated valve >4 to 8 inches                                                                    669.71 TLG Services, LLC
 
Perry Nuclear Power Plant                                                        Document E22-1785-001, Rev. 1 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                                                                1,372.24 Removal of contaminated valve >14 to 20 inches                                                              1,744.14 Removal of contaminated valve >20 to 36 inches                                                              2,321.93 Removal of contaminated valve >36 inches                                                                    2,754.93 Removal of contaminated pipe hanger for small bore piping                                                      188.43 Removal of contaminated pipe hanger for large bore piping                                                      615.42 Removal of contaminated pump, <300 pound                                                                    1,195.85 Removal of contaminated pump, 300-1000 pound                                                                2,719.87 Removal of contaminated pump, 1000-10,000 pound                                                              8,745.41 Removal of contaminated pump, >10,000 pound                                                                21,302.24 Removal of contaminated pump motor, 300-1000 pound                                                          1,160.56 Removal of contaminated pump motor, 1000-10,000 pound                                                        3,563.18 Removal of contaminated pump motor, >10,000 pound                                                            7,999.85 Removal of contaminated heat exchanger <3000 pound                                                          5,333.13 Removal of contaminated heat exchanger >3000 pound                                                          15,476.62 Removal of contaminated feedwater heater/deaerator                                                          37,638.60 Removal of contaminated moisture separator/reheater                                                        81,800.07 Removal of contaminated tank, <300 gallons                                                                  1,988.31 Removal of contaminated tank, >300 gallons, $/square foot                                                        38.08 Removal of contaminated electrical equipment, <300 pound                                                        926.40 Removal of contaminated electrical equipment, 300-1000 pound                                                2,215.51 Removal of contaminated electrical equipment, 1000-10,000 pound                                              4,267.51 Removal of contaminated electrical equipment, >10,000 pound                                                  8,319.62 Removal of contaminated electrical cable tray, $/linear foot                                                      44.81 Removal of contaminated electrical conduit, $/linear foot                                                        21.97 Removal of contaminated mechanical equipment, <300 pound                                                    1,030.55 Removal of contaminated mechanical equipment, 300-1000 pound                                                2,446.37 Removal of contaminated mechanical equipment, 1000-10,000 pound                                              4,704.47 Removal of contaminated mechanical equipment, >10,000 pound                                                  8,319.62 Removal of contaminated HVAC equipment, <300 pound                                                          1,030.55 TLG Services, LLC
 
Perry Nuclear Power Plant                                                        Document E22-1785-001, Rev. 1 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, 300-1000 pound                                                      2,446.37 Removal of contaminated HVAC equipment, 1000-10,000 pound                                                    4,704.47 Removal of contaminated HVAC equipment, >10,000 pound                                                        8,319.62 Removal of contaminated HVAC ductwork, $/pound                                                                    2.72 Removal/plasma arc cut of contaminated thin metal components, $/linear in.                                        4.83 Additional decontamination of surface by washing, $/square foot                                                  10.12 Additional decontamination of surfaces by hydrolasing, $/square foot                                              41.97 Decontamination rig hook up and flush, $/ 250 foot length                                                    8,683.77 Chemical flush of components/systems, $/gallon                                                                    21.49 Removal of clean standard reinforced concrete, $/cubic yard                                                      76.46 Removal of grade slab concrete, $/cubic yard                                                                      86.96 Removal of clean concrete floors, $/cubic yard                                                                  430.73 Removal of sections of clean concrete floors, $/cubic yard                                                  1,279.75 Removal of clean heavily rein concrete w/#9 rebar, $/cubic yard                                                110.41 Removal of contaminated heavily rein concrete w/#9 rebar, $/cubic yard                                      2,552.46 Removal of clean heavily rein concrete w/#18 rebar, $/cubic yard                                                149.62 Removal of contaminated heavily rein concrete w/#18 rebar, $/cubic yard                                      3,376.20 Removal heavily rein concrete w/#18 rebar & steel embedments, $/cubic yard 525.95 Removal of below-grade suspended floors, $/cubic yard                                                          209.80 Removal of clean monolithic concrete structures, $/cubic yard                                                1,063.58 Removal of contaminated monolithic concrete structures, $/cubic yard                                        2,539.24 Removal of clean foundation concrete, $/cubic yard                                                              835.81 Removal of contaminated foundation concrete, $/cubic yard                                                    2,365.61 Explosive demolition of bulk concrete, $/cubic yard                                                              56.15 Removal of clean hollow masonry block wall, $/cubic yard                                                          26.39 Removal of contaminated hollow masonry block wall, $/cubic yard                                                  70.69 Removal of clean solid masonry block wall, $/cubic yard                                                          26.39 Removal of contaminated solid masonry block wall, $/cubic yard                                                    70.69 Backfill of below-grade voids, $/cubic yard                                                                      36.22 Removal of subterranean tunnels/voids, $/linear foot                                                            131.82 TLG Services, LLC
 
Perry Nuclear Power Plant                                                        Document E22-1785-001, Rev. 1 Decommissioning Cost Analysis                                                              Appendix B, Page 6 of 7 APPENDIX B UNIT COST FACTOR LISTING (Power Block Structures Only)
Unit Cost Factor                                                                                      Cost/Unit($)
Placement of concrete for below-grade voids, $/cubic yard                                                      140.90 Excavation of clean material, $/cubic yard                                                                        3.16 Excavation of contaminated material, $/cubic yard                                                                47.01 Removal of clean concrete rubble (tipping fee included), $/cubic yard                                            26.93 Removal of contaminated concrete rubble, $/cubic yard                                                            29.36 Removal of building by volume, $/cubic foot                                                                        0.33 Removal of clean building metal siding, $/square foot                                                              1.66 Removal of contaminated building metal siding, $/square foot                                                      5.84 Removal of standard asphalt roofing, $/square foot                                                                2.81 Removal of transite panels, $/square foot                                                                          2.64 Scarifying contaminated concrete surfaces (drill & spall), $/square foot                                          15.10 Scabbling contaminated concrete floors, $/square foot                                                              9.68 Scabbling contaminated concrete walls, $/square foot                                                              25.89 Scabbling contaminated ceilings, $/square foot                                                                    89.16 Scabbling structural steel, $/square foot                                                                          7.72 Removal of clean overhead crane/monorail < 10 ton capacity                                                      759.69 Removal of contaminated overhead crane/monorail < 10 ton capacity                                            2,251.34 Removal of clean overhead crane/monorail >10-50 ton capacity                                                1,823.26 Removal of contaminated overhead crane/monorail >10-50 ton capacity                                          5,402.28 Removal of polar crane > 50 ton capacity                                                                    7,606.74 Removal of gantry crane > 50 ton capacity                                                                  29,123.20 Removal of structural steel, $/pound                                                                              0.22 Removal of clean steel floor grating, $/square foot                                                                5.46 Removal of contaminated steel floor grating, $/square foot                                                        16.43 Removal of clean free standing steel liner, $/square foot                                                        14.94 Removal of contaminated free standing steel liner, $/square foot                                                  44.55 Removal of clean concrete-anchored steel liner, $/square foot                                                      7.47 Removal of contaminated concrete-anchored steel liner, $/square foot                                              51.93 Placement of scaffolding in clean areas, $/square foot                                                            18.38 Placement of scaffolding in contaminated areas, $/square foot                                                    31.82 TLG Services, LLC
 
Perry Nuclear Power Plant                                                        Document E22-1785-001, Rev. 1 Decommissioning Cost Analysis                                                              Appendix B, Page 7 of 7 APPENDIX B UNIT COST FACTOR LISTING (Power Block Structures Only)
Unit Cost Factor                                                                                      Cost/Unit($)
Landscaping with topsoil, $/acre                                                                            25,191.77 Cost of CPC B-88 LSA box & preparation for use                                                              2,171.44 Cost of CPC B-25 LSA box & preparation for use                                                              1,770.95 Cost of CPC B-12V 12 gauge LSA box & preparation for use                                                    1,696.47 Cost of CPC B-144 LSA box & preparation for use                                                            10,806.56 Cost of LSA drum & preparation for use                                                                          252.61 Cost of cask liner for CNSI 8 120A cask (resins)                                                            12,799.73 Cost of cask liner for CNSI 8 120A cask (filters)                                                            9,281.37 Decontamination of surfaces with vacuuming, $/square foot                                                          0.97 TLG Services, LLC
 
Perry Nuclear Power Plant                      Document E22-1785-001, Rev. 1 Decommissioning Cost Analysis                      Appendix C, Page 1 of 11 APPENDIX C DETAILED COST ANALYSIS DECON TLG Services, LLC
 
Perry Nuclear Power Plant                                                                                                                                                                                                                                      Document E22-1785-001, Rev. 1 Decommissioning Cost Analysis                                                                                                                                                                                                                                      Appendix C, Page 2 of 11 Table C Perry Nuclear Power Plant DECON Decommissioning Cost Estimate (Thousands of 2020 Dollars)
Costs run: Thu, Dec 17, 2020 at 14:22:25                                            Off-Site    LLRW                                      NRC        Spent Fuel      Site      Processed            Burial Volumes              Burial /              Utility and Activity                  DECCER Version 2016.08.16d          Decon  Removal  Packaging    Transport  Processing  Disposal  Other      Total    Total  Lic. Term. Management    Restoration    Volume  Class A  Class B    Class C  GTCC    Processed    Craft      Contractor Index                          Activity Description          Cost    Cost      Costs        Costs      Costs      Costs    Costs    Contingency  Costs    Costs        Costs        Costs      Cu. Feet Cu. Feet Cu. Feet  Cu. Feet Cu. Feet  Wt., Lbs. Manhours    Manhours PERIOD 1a - Shutdown through Transition Period 1a Direct Decommissioning Activities 1a.1.1    Prepare preliminary decommissioning cost                -      -          -            -          -        -        160            24    184        184            -            -          -        -        -          -        -          -          -          1,300 1a.1.2    Notification of Cessation of Operations                                                                                                          a 1a.1.3    Remove fuel & source material                                                                                                                  n/a 1a.1.4    Notification of Permanent Defueling                                                                                                              a 1a.1.5    Deactivate plant systems & process waste                                                                                                        a 1a.1.6    Prepare and submit PSDAR                                -      -          -            -          -        -        246            37    283        283            -            -          -        -        -          -        -          -          -          2,000 1a.1.7    Review plant dwgs & specs.                              -      -          -            -          -        -        565            85    650        650            -            -          -        -        -          -        -          -          -          4,600 1a.1.8    Perform detailed rad survey                                                                                                                      a 1a.1.9    Estimate by-product inventory                            -      -          -            -          -        -        123            18    141        141            -            -          -        -        -          -        -          -          -          1,000 1a.1.10    End product description                                  -      -          -            -          -        -        123            18    141        141            -            -          -        -        -          -        -          -          -          1,000 1a.1.11    Detailed by-product inventory                            -      -          -            -          -        -        160            24    184        184            -            -          -        -        -          -        -          -          -          1,300 1a.1.12    Define major work sequence                              -      -          -            -          -        -        922          138  1,060      1,060            -            -          -        -        -          -        -          -          -          7,500 1a.1.13    Perform SER and EA                                      -      -          -            -          -        -        381            57    438        438            -            -          -        -        -          -        -          -          -          3,100 1a.1.14    Prepare/submit Defueled Technical Specifications        -      -          -            -          -        -        922          138  1,060      1,060            -            -          -        -        -          -        -          -          -          7,500 1a.1.15    Perform Site-Specific Cost Study                        -      -          -            -          -        -        615            92    707        707            -            -          -        -        -          -        -          -          -          5,000 1a.1.16    Prepare/submit Irradiated Fuel Management Plan          -      -          -            -          -        -        123            18    141        141            -            -          -        -        -          -        -          -          -          1,000 Activity Specifications 1a.1.17.1 Plant & temporary facilities                              -      -          -            -          -        -        605            91    696        626            -              70        -        -        -          -        -          -          -          4,920 1a.1.17.2 Plant systems                                            -      -          -            -          -        -        512            77    589        530            -              59        -        -        -          -        -          -          -          4,167 1a.1.17.3 NSSS Decontamination Flush                                -      -          -            -          -        -          61            9      71          71            -            -          -        -        -          -        -          -          -            500 1a.1.17.4 Reactor internals                                        -      -          -            -          -        -        873          131  1,004      1,004            -            -          -        -        -          -        -          -          -          7,100 1a.1.17.5 Reactor vessel                                            -      -          -            -          -        -        799          120    919        919            -            -          -        -        -          -        -          -          -          6,500 1a.1.17.6 Sacrificial shield                                        -      -          -            -          -        -          61            9      71          71            -            -          -        -        -          -        -          -          -            500 1a.1.17.7 Moisture separators/reheaters                            -      -          -            -          -        -        123            18    141        141            -            -          -        -        -          -        -          -          -          1,000 1a.1.17.8 Reinforced concrete                                      -      -          -            -          -        -        197            30    226        113            -            113        -        -        -          -        -          -          -          1,600 1a.1.17.9 Main Turbine                                              -      -          -            -          -        -        257            39    295        295            -            -          -        -        -          -        -          -          -          2,088 1a.1.17.10 Main Condensers                                          -      -          -            -          -        -        257            39    295        295            -            -          -        -        -          -        -          -          -          2,088 1a.1.17.11 Pressure suppression structure                          -      -          -            -          -        -        246            37    283        283            -            -          -        -        -          -        -          -          -          2,000 1a.1.17.12 Drywell                                                  -      -          -            -          -        -        197            30    226        226            -            -          -        -        -          -        -          -          -          1,600 1a.1.17.13 Plant structures & buildings                            -      -          -            -          -        -        384            58    441        221            -            221        -        -        -          -        -          -          -          3,120 1a.1.17.14 Waste management                                        -      -          -            -          -        -        565            85    650        650            -            -          -        -        -          -        -          -          -          4,600 1a.1.17.15 Facility & site closeout                                -      -          -            -          -        -        111            17    127          64          -              64        -        -        -          -        -          -          -            900 1a.1.17    Total                                                    -      -          -            -          -        -      5,247          787  6,034      5,508            -            526        -        -        -          -        -          -          -          42,683 Planning & Site Preparations 1a.1.18    Prepare dismantling sequence                            -      -          -            -          -        -        295            44    339        339            -            -          -        -        -          -        -          -          -          2,400 1a.1.19    Plant prep. & temp. svces                                -      -          -            -          -        -      3,500          525  4,025      4,025            -            -          -        -        -          -        -          -          -            -
1a.1.20    Design water clean-up system                            -      -          -            -          -        -        172            26    198        198            -            -          -        -        -          -        -          -          -          1,400 1a.1.21    Rigging/Cont. Cntrl Envlps/tooling/etc.                  -      -          -            -          -        -      2,400          360  2,760      2,760            -            -          -        -        -          -        -          -          -            -
1a.1.22    Procure casks/liners & containers                        -      -          -            -          -        -        151            23    174        174            -            -          -        -        -          -        -          -          -          1,230 1a.1      Subtotal Period 1a Activity Costs                        -      -          -            -          -        -    16,105        2,416  18,520      17,995            -            526        -        -        -          -        -          -          -          83,013 Period 1a Collateral Costs 1a.3.1    Spent Fuel Capital and Transfer                          -      -          -            -          -        -      4,231          635  4,866        -            4,866          -          -        -        -          -        -          -          -            -
1a.3      Subtotal Period 1a Collateral Costs                      -      -          -            -          -        -      4,231          635  4,866        -            4,866          -          -        -        -          -        -          -          -            -
Period 1a Period-Dependent Costs 1a.4.1    Insurance                                                -      -          -            -          -        -      3,585          359  3,944      3,944            -            -          -        -        -          -        -          -          -            -
1a.4.2    Property taxes                                          -      -          -            -          -        -      8,381          838  9,219      9,219            -            -          -        -        -          -        -          -          -            -
1a.4.3    Health physics supplies                                  -      584        -            -          -        -        -            146    729        729            -            -          -        -        -          -        -          -          -            -
1a.4.4    Heavy equipment rental                                  -      753        -            -          -        -        -            113    866        866            -            -          -        -        -          -        -          -          -            -
1a.4.5    Disposal of DAW generated                                -      -            11          4        -          32    -              10      57          57          -            -          -      572      -          -        -      11,443          19          -
1a.4.6    Plant energy budget                                      -      -          -            -          -        -      1,496          224  1,721      1,721            -            -          -        -        -          -        -          -          -            -
1a.4.7    NRC Fees                                                -      -          -            -          -        -      1,137          114  1,251      1,251            -            -          -        -        -          -        -          -          -            -
1a.4.8    Emergency Planning Fees                                  -      -          -            -          -        -      2,245          225  2,470        -            2,470          -          -        -        -          -        -          -          -            -
1a.4.9    Spent Fuel Pool O&M                                      -      -          -            -          -        -        845          127    971        -              971          -          -        -        -          -        -          -          -            -
1a.4.10    ISFSI Operating Costs                                    -      -          -            -          -        -        112            17    129        -              129          -          -        -        -          -        -          -          -            -
1a.4.11    Corporate A&G Cost                                      -      -          -            -          -        -    13,899        2,085  15,984      15,984            -            -          -        -        -          -        -          -          -            -
1a.4.12    Security Staff Cost                                      -      -          -            -          -        -      8,028        1,204  9,232      9,232            -            -          -        -        -          -        -          -          -        197,600 1a.4.13    Utility Staff Cost                                      -      -          -            -          -        -    25,331        3,800  29,131      29,131            -            -          -        -        -          -        -          -          -        357,760 1a.4      Subtotal Period 1a Period-Dependent Costs                -    1,336          11            4        -          32  65,060        9,260  75,703      72,134          3,570          -          -      572      -          -        -      11,443          19      555,360 1a.0      TOTAL PERIOD 1a COST                                    -    1,336          11            4        -          32  85,396        12,310  99,090      90,128          8,436          526        -      572      -          -        -      11,443          19      638,373 TLG Services, LLC
 
Perry Nuclear Power Plant                                                                                                                                                                                                                                            Document E22-1785-001, Rev. 1 Decommissioning Cost Analysis                                                                                                                                                                                                                                            Appendix C, Page 3 of 11 Table C Perry Nuclear Power Plant DECON Decommissioning Cost Estimate (Thousands of 2020 Dollars)
Costs run: Thu, Dec 17, 2020 at 14:22:25                                              Off-Site    LLRW                                        NRC        Spent Fuel        Site      Processed            Burial Volumes              Burial /              Utility and Activity                  DECCER Version 2016.08.16d          Decon    Removal  Packaging    Transport    Processing  Disposal  Other      Total    Total    Lic. Term. Management    Restoration    Volume  Class A  Class B    Class C  GTCC    Processed    Craft      Contractor Index                        Activity Description            Cost      Cost      Costs        Costs        Costs      Costs    Costs    Contingency  Costs      Costs        Costs          Costs      Cu. Feet Cu. Feet  Cu. Feet  Cu. Feet Cu. Feet  Wt., Lbs. Manhours    Manhours PERIOD 1b - Decommissioning Preparations Period 1b Direct Decommissioning Activities Detailed Work Procedures 1b.1.1.1  Plant systems                                            -        -          -            -            -        -        582            87      669        602            -              67        -        -        -          -        -          -          -          4,733 1b.1.1.2  NSSS Decontamination Flush                              -        -          -            -            -        -        123            18      141        141            -            -          -        -        -          -        -          -          -          1,000 1b.1.1.3  Reactor internals                                        -        -          -            -            -        -        492            74      565        565            -            -          -        -        -          -        -          -          -          4,000 1b.1.1.4  Remaining buildings                                      -        -          -            -            -        -        166            25      191          48          -            143        -        -        -          -        -          -          -          1,350 1b.1.1.5  CRD housings & NIs                                      -        -          -            -            -        -        123            18      141        141            -            -          -        -        -          -        -          -          -          1,000 1b.1.1.6  Incore instrumentation                                  -        -          -            -            -        -        123            18      141        141            -            -          -        -        -          -        -          -          -          1,000 1b.1.1.7  Removal primary containment                              -        -          -            -            -        -        246            37      283        283            -            -          -        -        -          -        -          -          -          2,000 1b.1.1.8  Reactor vessel                                          -        -          -            -            -        -        446            67      513        513            -            -          -        -        -          -        -          -          -          3,630 1b.1.1.9  Facility closeout                                        -        -          -            -            -        -        148            22      170          85          -              85        -        -        -          -        -          -          -          1,200 1b.1.1.10 Sacrificial shield                                        -        -          -            -            -        -        148            22      170        170            -            -          -        -        -          -        -          -          -          1,200 1b.1.1.11 Reinforced concrete                                      -        -          -            -            -        -        123            18      141          71          -              71        -        -        -          -        -          -          -          1,000 1b.1.1.12 Main Turbine                                              -        -          -            -            -        -        256            38      294        294            -            -          -        -        -          -        -          -          -          2,080 1b.1.1.13 Main Condensers                                          -        -          -            -            -        -        257            39      295        295            -            -          -        -        -          -        -          -          -          2,088 1b.1.1.14 Moisture separators & reheaters                          -        -          -            -            -        -        246            37      283        283            -            -          -        -        -          -        -          -          -          2,000 1b.1.1.15 Radwaste building                                        -        -          -            -            -        -        336            50      386        347            -              39        -        -        -          -        -          -          -          2,730 1b.1.1.16 Reactor building                                          -        -          -            -            -        -        336            50      386        347            -              39        -        -        -          -        -          -          -          2,730 1b.1.1    Total                                                    -        -          -            -            -        -      4,148          622    4,770      4,327            -            443        -        -        -          -        -          -          -          33,741 1b.1.2    Decon NSSS                                              914      -          -            -            -        -        -            457    1,371      1,371            -            -          -        -        -          -        -          -        1,067            -
1b.1      Subtotal Period 1b Activity Costs                        914      -          -            -            -        -      4,148        1,079    6,141      5,698            -            443        -        -        -          -        -          -        1,067        33,741 Period 1b Additional Costs 1b.2.1    Spent Fuel Pool Isolation                                -        -          -            -            -        -    12,675        1,901  14,576      14,576            -            -          -        -        -          -        -          -          -              -
1b.2.2    Site Characterization                                    -        -          -            -            -        -      5,300        1,590    6,889      6,889            -            -          -        -        -          -        -          -      26,390          9,772 1b.2      Subtotal Period 1b Additional Costs                      -        -          -            -            -        -    17,975        3,491  21,466      21,466            -            -          -        -        -          -        -          -      26,390          9,772 Period 1b Collateral Costs 1b.3.1    Decon equipment                                        1,055      -          -            -            -        -        -            158    1,213      1,213            -            -          -        -        -          -        -          -          -              -
1b.3.2    DOC staff relocation expenses                            -        -          -            -            -        -      1,373          206    1,579      1,579            -            -          -        -        -          -        -          -          -              -
1b.3.3    Process decommissioning water waste                      46      -            30          71        -        121      -              67      334        334            -            -          -        284      -          -        -      17,037          55          -
1b.3.4    Process decommissioning chemical flush waste              3      -          105          404          -      3,939      -          1,057    5,508      5,508            -            -          -        -      1,027        -        -    109,393        192            -
1b.3.5    Small tool allowance                                    -          2        -            -            -        -        -              0        2            2          -            -          -        -        -          -        -          -          -              -
1b.3.6    Pipe cutting equipment                                  -      1,200        -            -            -        -        -            180    1,380      1,380            -            -          -        -        -          -        -          -          -              -
1b.3.7    Decon rig                                              2,111      -          -            -            -        -        -            317    2,427      2,427            -            -          -        -        -          -        -          -          -              -
1b.3.8    Spent Fuel Capital and Transfer                          -        -          -            -            -        -      8,140        1,221    9,361        -            9,361          -          -        -        -          -        -          -          -              -
1b.3      Subtotal Period 1b Collateral Costs                    3,214    1,202        135          475          -      4,060    9,512        3,206  21,805      12,444          9,361          -          -        284    1,027        -        -    126,430        248            -
Period 1b Period-Dependent Costs 1b.4.1    Decon supplies                                            38      -          -            -            -        -        -              10      48          48          -            -          -        -        -          -        -          -          -              -
1b.4.2    Insurance                                                -        -          -            -            -        -      1,807          181    1,988      1,988            -            -          -        -        -          -        -          -          -              -
1b.4.3    Property taxes                                          -        -          -            -            -        -      1,928          193    2,121      2,121            -            -          -        -        -          -        -          -          -              -
1b.4.4    Health physics supplies                                  -        332        -            -            -        -        -              83      415        415            -            -          -        -        -          -        -          -          -              -
1b.4.5    Heavy equipment rental                                  -        380        -            -            -        -        -              57      436        436            -            -          -        -        -          -        -          -          -              -
1b.4.6    Disposal of DAW generated                                -        -              7            2        -          19    -              6      34          34          -            -          -        340      -          -        -        6,808          11          -
1b.4.7    Plant energy budget                                      -        -          -            -            -        -      1,509          226    1,735      1,735            -            -          -        -        -          -        -          -          -              -
1b.4.8    NRC Fees                                                -        -          -            -            -        -        326            33      359        359            -            -          -        -        -          -        -          -          -              -
1b.4.9    Emergency Planning Fees                                  -        -          -            -            -        -        772            77      849        -              849          -          -        -        -          -        -          -          -              -
1b.4.10    Spent Fuel Pool O&M                                      -        -          -            -            -        -        426            64      490        -              490          -          -        -        -          -        -          -          -              -
1b.4.11    ISFSI Operating Costs                                    -        -          -            -            -        -          56            8      65        -                65          -          -        -        -          -        -          -          -              -
1b.4.12    Corporate A&G Cost                                      -        -          -            -            -        -      1,750          263    2,013      2,013            -            -          -        -        -          -        -          -          -              -
1b.4.13    Security Staff Cost                                      -        -          -            -            -        -      4,047          607    4,654      4,654            -            -          -        -        -          -        -          -          -          99,612 1b.4.14    DOC Staff Cost                                          -        -          -            -            -        -      5,645          847    6,492      6,492            -            -          -        -        -          -        -          -          -          63,961 1b.4.15    Utility Staff Cost                                      -        -          -            -            -        -    12,770        1,915  14,685      14,685            -            -          -        -        -          -        -          -          -        180,350 1b.4      Subtotal Period 1b Period-Dependent Costs                38      711            7            2        -          19  31,037        4,569  36,383      34,979          1,404          -          -        340      -          -        -        6,808          11      343,924 1b.0      TOTAL PERIOD 1b COST                                  4,166    1,913        142          477          -      4,079  62,672        12,345  85,795      74,587        10,765          443        -        624    1,027        -        -    133,239    27,715        387,437 PERIOD 1 TOTALS                                                  4,166    3,250        153          481          -      4,111  148,068        24,656  184,885    164,716        19,201          968        -      1,197    1,027        -        -    144,682    27,734      1,025,809 TLG Services, LLC
 
Perry Nuclear Power Plant                                                                                                                                                                                                                                              Document E22-1785-001, Rev. 1 Decommissioning Cost Analysis                                                                                                                                                                                                                                              Appendix C, Page 4 of 11 Table C Perry Nuclear Power Plant DECON Decommissioning Cost Estimate (Thousands of 2020 Dollars)
Costs run: Thu, Dec 17, 2020 at 14:22:25                                              Off-Site    LLRW                                        NRC        Spent Fuel    Site      Processed                Burial Volumes              Burial /              Utility and Activity                DECCER Version 2016.08.16d          Decon    Removal  Packaging    Transport    Processing  Disposal  Other      Total      Total    Lic. Term. Management  Restoration    Volume      Class A    Class B    Class C  GTCC    Processed    Craft      Contractor Index                        Activity Description            Cost      Cost      Costs        Costs        Costs      Costs    Costs  Contingency  Costs      Costs        Costs      Costs      Cu. Feet    Cu. Feet  Cu. Feet  Cu. Feet Cu. Feet  Wt., Lbs. Manhours    Manhours PERIOD 2a - Large Component Removal Period 2a Direct Decommissioning Activities Nuclear Steam Supply System Removal 2a.1.1.1  Recirculation System Piping & Valves                  135        136          32          83        -          472    -            235    1,092      1,092            -          -            -        1,733        -          -        -      120,945      3,941            -
2a.1.1.2  Recirculation Pumps & Motors                            46        59          15            69          54      749    -            245    1,237      1,237            -          -            174      1,725        -          -        -      211,420      1,691            -
2a.1.1.3  CRDMs & NIs Removal                                    253      1,415        594          262          -        1,205    -            880    4,609      4,609            -          -            -        4,951        -          -        -      309,100    25,024            -
2a.1.1.4  Reactor Vessel Internals                              243      7,818    10,567        3,390          -      23,017    485        21,056    66,576      66,576            -          -            -        1,753      1,403      898      -      431,904    41,565          1,821 2a.1.1.5  Reactor Vessel                                        134    10,850      4,034        2,372          -      10,317    485        15,037    43,229      43,229            -          -            -      27,630        125        -        -    1,859,727    41,565          1,821 2a.1.1    Totals                                                810    20,277    15,242        6,177            54    35,761    970        37,453  116,743    116,743            -          -            174    37,793      1,528      898      -    2,933,095    113,786        3,642 Removal of Major Equipment 2a.1.2    Main Turbine/Generator                                  -        692      2,796          788        8,764        687    -          2,057    15,785      15,785            -          -        52,734      2,937        -          -        -    3,350,573    10,596            -
2a.1.3    Main Condensers                                        -      3,614      1,692          691        10,274        853    -          2,931    20,055      20,055            -          -        82,425      3,443        -          -        -    3,927,807    55,468            -
Cascading Costs from Clean Building Demolition 2a.1.4.1
* Reactor                                              -        446        -            -            -          -      -              67      513        513            -          -            -          -          -          -        -          -        4,282            -
2a.1.4.2  Auxiliary                                              -        130        -            -            -          -      -              20      150        150            -          -            -          -          -          -        -          -          691            -
2a.1.4.3  Intermediate                                            -        128        -            -            -          -      -              19      148        148            -          -            -          -          -          -        -          -          678            -
2a.1.4.4  Radwaste                                                -        107        -            -            -          -      -              16      123        123            -          -            -          -          -          -        -          -          570            -
2a.1.4.5  Fuel Handling                                          -          77        -            -            -          -      -              12        88          88          -          -            -          -          -          -        -          -          408            -
2a.1.4    Totals                                                  -        889        -            -            -          -      -            133    1,022      1,022            -          -            -          -          -          -        -          -        6,629            -
Disposal of Plant Systems 2a.1.5.1  C41) Standby Liquid Control                            -          76            1            3          58      -      -              28      167        167            -          -            519        -          -          -        -      21,069      1,001            -
2a.1.5.2  E15) Containment Spray                                  -        164            3            9        161        -      -              67      404        404            -          -          1,434        -          -          -        -      58,251      2,224            -
2a.1.5.3  E61) Integrated Leak Rate Test                          -          56            1            3          50      -      -              22      132        132            -          -            445        -          -          -        -      18,074        739            -
2a.1.5.4  M25) Control Room HVAC                                  -        209            5          17        295        -      -            100      626        626            -          -          2,619        -          -          -        -      106,377      2,726            -
2a.1.5.5  M28) Emerg Pump Area Cooling                            -          20            0            1          23      -      -              9        54          54          -          -            204        -          -          -        -        8,305        272            -
2a.1.5.6  M35) Turbine Bldg Ventilation                          -        129          14          16          46      121    -              73      399        399            -          -            411        478        -          -        -      47,639      1,957            -
2a.1.5.7  M43) Diesel Gen Bldg Ventilation                        -          11        -            -            -          -      -              2        12        -              -            12        -          -          -          -        -          -          170            -
2a.1.5.8  M45) Circ Water Pumphouse Vent                          -          5        -            -            -          -      -              1        5        -              -            5        -          -          -          -        -          -          73            -
2a.1.5.9  M46) Miscellaneous Ventilation                          -          13        -            -            -          -      -              2        15        -              -            15        -          -          -          -        -          -          204            -
2a.1.5.10 N21) Condensate                                          -      2,907        513          741        3,013      5,191    -          2,639    15,004      15,004            -          -        26,788    20,811        -          -        -    2,418,882    43,948            -
2a.1.5.11 N22) Main Reheat Extraction & Misc Dra                  -        398          39          47        111        370    -            220    1,185      1,185            -          -            989      1,476        -          -        -      135,155      5,450            -
2a.1.5.12 N25) High Press Heater Drains & Vents                    -      1,489        282          431        1,331      3,245    -          1,476    8,255      8,255            -          -        11,828    13,066        -          -        -    1,312,458    22,335            -
2a.1.5.13 N26) Low Press Heater Drains & Vents                    -        356          50          60          99      497    -            242    1,303      1,303            -          -            877      1,982        -          -        -      162,924      5,258            -
2a.1.5.14 N27) Feedwater                                          -      1,362        317          457        1,611      3,329    -          1,515    8,591      8,591            -          -        14,322    13,356        -          -        -    1,435,275    20,849            -
2a.1.5.15 N31) Turbine Control (EHC)                              -        119            1            3          57      -      -              39      219        219            -          -            505        -          -          -        -      20,490      1,479            -
2a.1.5.16 N33) Steam Seal                                          -        328          19          62      1,058        -      -            252    1,719      1,719            -          -          9,408        -          -          -        -      382,046      4,638            -
2a.1.5.17 N34) Main Turbine Lube Oil                              -        352          11          36        611        -      -            186    1,197      1,197            -          -          5,434        -          -          -        -      220,687      4,920            -
2a.1.5.18 N35) Hydrogen Supply - Clean                            -          37        -            -            -          -      -              6        43        -              -            43        -          -          -          -        -          -          593            -
2a.1.5.19 N35) Hydrogen Supply - RCA                              -          11            0            0            6      -      -              4        21          21          -          -              51      -          -          -        -        2,055        144            -
2a.1.5.20 N36) Extraction Steam                                    -        541          65        108          464        741    -            413    2,331      2,331            -          -          4,126      2,987        -          -        -      357,484      8,063            -
2a.1.5.21 N42) Generator Hydrogen Shaft Sealing                    -          91            3            9        152        -      -              47      302        302            -          -          1,348        -          -          -        -      54,747      1,328            -
2a.1.5.22 N43) Generator Stator Cooling                            -          89            3            8        141        -      -              45      285        285            -          -          1,251        -          -          -        -      50,796      1,238            -
2a.1.5.23 N61) Condenser                                          -        638        155          228          911      1,608    -            748    4,288      4,288            -          -          8,096      6,453        -          -        -      741,166      9,803            -
2a.1.5.24 N71) Circulating Water - Clean                          -        162        -            -            -          -      -              24      186        -              -          186          -          -          -          -        -          -        2,637            -
2a.1.5.25 N71) Circulating Water - RCA                            -        125            7          24        406        -      -              97      659        659            -          -          3,611        -          -          -        -      146,632      1,776            -
2a.1.5.26 N71A) Cond Cleaning (AMERTAP)                            -        119          36          55          94      451    -            168      922        922            -          -            832      1,816        -          -        -      149,311      1,802            -
2a.1.5.27 P11) Condensate Transfer & Storage                      -      1,222        103          163          820      1,061    -            728    4,097      4,097            -          -          7,292      4,267        -          -        -      568,069    18,012            -
2a.1.5.28 P12) Condensate Seal Water                              -        152            1            4          76      -      -              50      285        285            -          -            679        -          -          -        -      27,559      1,902            -
2a.1.5.29 P20) Makeup Water Pretreat                              -        274            5          17        297        -      -            116      709        709            -          -          2,639        -          -          -        -      107,153      3,634            -
2a.1.5.30 P21) Demineralizer                                      -      1,015          23            75      1,283        -      -            460    2,855      2,855            -          -        11,401        -          -          -        -      462,999    13,631            -
2a.1.5.31 P33) Turbine Plant Sampling                              -        400          33          28          35      237    -            172      905        905            -          -            310        928        -          -        -      73,441      5,698            -
2a.1.5.32 P42) Emergency Closed Cooling                            -        536          22          70      1,208        -      -            328    2,165      2,165            -          -        10,741        -          -          -        -      436,193      7,358            -
2a.1.5.33 P44) Turbine Bldg Closed Cooling                        -        416          25          80      1,381        -      -            326    2,229      2,229            -          -        12,280        -          -          -        -      498,677      5,707            -
2a.1.5.34 P45) Emergency Service Water - Clean                    -        233        -            -            -          -      -              35      268        -              -          268          -          -          -          -        -          -        3,823            -
2a.1.5.35 P45) Emergency Service Water - RCA                      -      2,218        118          375        6,433        -      -          1,587    10,731      10,731            -          -        57,186        -          -          -        -    2,322,369    31,616            -
2a.1.5.36 P46) Turbine Building Chilled Water                      -        282          16          52        887        -      -            213    1,450      1,450            -          -          7,886        -          -          -        -      320,253      3,952            -
2a.1.5.37 P61) Auxiliary Steam - Clean                            -          67        -            -            -          -      -              10        77        -              -            77        -          -          -          -        -          -        1,094            -
2a.1.5.38 P61) Auxiliary Steam - RCA                              -        346          15          49        845        -      -            222    1,478      1,478            -          -          7,510        -          -          -        -      305,001      4,774            -
2a.1.5.39 P81) Preop Chemical Cleaning                            -          8            0            2          27      -      -              6        43          43            -          -            238        -          -          -        -        9,671        116            -
2a.1.5.40 P83) Cooling Tower Acid Addition                        -          16        -            -            -          -      -              2        19        -              -            19        -          -          -          -        -          -          256            -
2a.1.5.41 P84) Cooling Tower Chlorination                          -          74        -            -            -          -      -              11        86        -              -            86        -          -          -          -        -          -        1,205            -
2a.1.5.42 P87) Post Accident Sampling                              -          18            1            1            4        10    -              8        42          42          -          -              36        39      -          -        -        3,963        275            -
2a.1.5.43 R43) Standby Diesel Generator                            -        298        -            -            -          -      -              45      343        -              -          343          -          -          -          -        -          -        4,754            -
TLG Services, LLC
 
Perry Nuclear Power Plant                                                                                                                                                                                                                                                  Document E22-1785-001, Rev. 1 Decommissioning Cost Analysis                                                                                                                                                                                                                                                  Appendix C, Page 5 of 11 Table C Perry Nuclear Power Plant DECON Decommissioning Cost Estimate (Thousands of 2020 Dollars)
Costs run: Thu, Dec 17, 2020 at 14:22:25                                                Off-Site    LLRW                                        NRC        Spent Fuel      Site      Processed                Burial Volumes              Burial /              Utility and Activity                  DECCER Version 2016.08.16d        Decon    Removal    Packaging    Transport    Processing  Disposal  Other      Total    Total    Lic. Term. Management    Restoration    Volume      Class A    Class B    Class C    GTCC    Processed    Craft      Contractor Index                        Activity Description            Cost      Cost      Costs        Costs        Costs      Costs    Costs    Contingency  Costs      Costs        Costs        Costs        Cu. Feet    Cu. Feet  Cu. Feet  Cu. Feet  Cu. Feet  Wt., Lbs. Manhours    Manhours 2a.1.5    Totals                                                  -      17,384      1,890        3,234        23,994    16,860      -          12,743  76,105      75,052            -          1,053    213,297    67,660        -          -        -  12,985,170    253,431            -
2a.1.6    Scaffolding in support of decommissioning              -      3,816            53          24        310          54    -          1,023    5,280      5,280            -            -          2,483        219        -          -        -      125,645    62,000            -
2a.1      Subtotal Period 2a Activity Costs                      810    46,672      21,673      10,914        43,396    54,215      970        56,340  234,990    233,936            -          1,053    351,112    112,050      1,528        898      -  23,322,290    501,910          3,642 Period 2a Additional Costs 2a.2.1    B&C SFP Legacy Waste                                    187      107        180          142          -        1,088      -            798    2,503      2,503            -            -            -          -          -          112      -        9,575      1,333            -
2a.2      Subtotal Period 2a Additional Costs                    187      107        180          142          -        1,088      -            798    2,503      2,503            -            -            -          -          -          112      -        9,575      1,333            -
Period 2a Collateral Costs 2a.3.1    Process decommissioning water waste                      94      -              63        147          -          252      -            138      694        694            -            -            -          592        -          -        -      35,505        115            -
2a.3.3    Small tool allowance                                    -        601          -            -            -          -        -              90      691        622            -              69        -          -          -          -        -          -          -              -
2a.3.4    Spent Fuel Capital and Transfer                        -        -            -            -            -          -    30,745        4,612  35,357        -          35,357          -            -          -          -          -        -          -          -              -
2a.3      Subtotal Period 2a Collateral Costs                      94      601            63        147          -          252  30,745        4,840  36,743      1,317        35,357            69        -          592        -          -        -      35,505        115            -
Period 2a Period-Dependent Costs 2a.4.1    Decon supplies                                          144      -            -            -            -          -        -              36      180        180            -            -            -          -          -          -        -          -          -              -
2a.4.2    Insurance                                              -        -            -            -            -          -      1,586          159    1,745      1,745            -            -            -          -          -          -        -          -          -              -
2a.4.3    Property taxes                                          -        -            -            -            -          -      1,908          191    2,099      2,099            -            -            -          -          -          -        -          -          -              -
2a.4.4    Health physics supplies                                -      4,060          -            -            -          -        -          1,015    5,076      5,076            -            -            -          -          -          -        -          -          -              -
2a.4.5    Heavy equipment rental                                  -      4,772          -            -            -          -        -            716    5,487      5,487            -            -            -          -          -          -        -          -          -              -
2a.4.6    Disposal of DAW generated                              -        -          196            71        -          552      -            168      987        987            -            -            -        9,960        -          -        -      199,200        325            -
2a.4.7    Plant energy budget                                    -        -            -            -            -          -      2,711          407    3,117      3,117            -            -            -          -          -          -        -          -          -              -
2a.4.8    NRC Fees                                                -        -            -            -            -          -      1,126          113    1,239      1,239            -            -            -          -          -          -        -          -          -              -
2a.4.9    Emergency Planning Fees                                -        -            -            -            -          -      2,921          292    3,213        -            3,213          -            -          -          -          -        -          -          -              -
2a.4.10    Spent Fuel Pool O&M                                    -        -            -            -            -          -      1,610          242    1,852        -            1,852          -            -          -          -          -        -          -          -              -
2a.4.11    ISFSI Operating Costs                                  -        -            -            -            -          -        213            32      245        -              245          -            -          -          -          -        -          -          -              -
2a.4.12    Corporate A&G Cost                                      -        -            -            -            -          -      6,621          993    7,615      7,615            -            -            -          -          -          -        -          -          -              -
2a.4.13    Remedial Actions Surveys                                -        -            -            -            -          -      2,959          444    3,403      3,403            -            -            -          -          -          -        -          -          -              -
2a.4.14    Security Staff Cost                                    -        -            -            -            -          -    13,329        1,999  15,328      15,328            -            -            -          -          -          -        -          -          -        321,266 2a.4.15    DOC Staff Cost                                          -        -            -            -            -          -    26,362        3,954  30,317      30,317            -            -            -          -          -          -        -          -          -        301,435 2a.4.16    Utility Staff Cost                                      -        -            -            -            -          -    37,836        5,675  43,511      43,511            -            -            -          -          -          -        -          -          -        561,224 2a.4      Subtotal Period 2a Period-Dependent Costs              144    8,832        196            71        -          552  99,184        16,436  125,414    120,104          5,310          -            -        9,960        -          -        -      199,200        325    1,183,925 2a.0      TOTAL PERIOD 2a COST                                  1,236    56,212      22,112      11,274        43,396    56,107  130,899        78,414  399,649    357,860        40,667        1,123    351,112    122,602      1,528      1,010      -  23,566,570    503,683    1,187,567 PERIOD 2b - Site Decontamination Period 2b Direct Decommissioning Activities Disposal of Plant Systems 2b.1.1.1  B21) Nuclear Boiler                                    -        537            39          71        594        334      -            321    1,896      1,896            -            -          5,278      1,341        -          -        -      299,918      7,879            -
2b.1.1.2  B33) Reactor Recirculation                              -          27            0            1            9          3    -              9      49          49          -            -              82        11      -          -        -        4,040        401            -
2b.1.1.3  C11) Control Rod Drive                                  -      1,197        122          103            96      895      -            565    2,979      2,979            -            -            858      3,503        -          -        -      264,384    15,433            -
2b.1.1.4  C51) Neutron Monitoring                                -            5            0            0            2          3    -              2      12          12          -            -              16        11      -          -        -        1,359          74          -
2b.1.1.5  C85) Steam Bypass                                      -        225            17          24          96      166      -            117      645        645            -            -            855        663        -          -        -      77,255      3,273            -
2b.1.1.6  D17) Plant Rad Monitoring                              -        103            7            6            9        50    -              41      217        217            -            -              82      195        -          -        -      16,151      1,393            -
2b.1.1.7  D23) Containment Atmos Monitoring                      -            5            1            1            2          6    -              3      17          17          -            -              16        22      -          -        -        2,093          74          -
2b.1.1.8  E12) Residual Heat Removal                              -      1,117        101          189        1,681        839      -            780    4,708      4,708            -            -        14,946      3,370        -          -        -      822,197    16,483            -
2b.1.1.9  E21) Low Pressure Core Spray                            -        152            42          55        196        404      -            181    1,031      1,031            -            -          1,745      1,613        -          -        -      174,470      2,320            -
2b.1.1.10 E22) High Pressure Core Spray                            -        265            56          78        292        559      -            267    1,518      1,518            -            -          2,600      2,236        -          -        -      248,800      4,022            -
2b.1.1.11 E32) MSIV Leakage Control                                -          98            6            6            9        51    -              40      211        211            -            -              84      202        -          -        -      16,553      1,355            -
2b.1.1.12 E51) Reactor Core Isolation Cooling                      -        131            10          13          39      102      -              67      363        363            -            -            348        408        -          -        -      40,274      1,865            -
2b.1.1.13 G33) Reactor Water Cleanup                              -        302            21          31        171        193      -            156      874        874            -            -          1,518        773        -          -        -      111,166      4,363            -
2b.1.1.14 G42) Suppression Pool Cleanup & Makeup                  -        331            28          54        499        229      -            226    1,366      1,366            -            -          4,433        918        -          -        -      238,620      4,871            -
2b.1.1.15 G50) Liquid Radwaste Disposal                            -      2,947        157          257        2,201      1,183      -          1,417    8,162      8,162            -            -        19,563      4,717        -          -        -    1,097,888    42,362            -
2b.1.1.16 G51) Solid Radwaste Disposal                            -        161            7          12        112          47    -              71      411        411            -            -          1,000        185        -          -        -      52,612      2,328            -
2b.1.1.17 G60) Miscellaneous Sumps                                -          14            2            1            1        13    -              7      38          38          -            -              8        50      -          -        -        3,560        206            -
2b.1.1.18 G61) Liquid Radwaste Sumps                              -        459            25          34        153        230      -            203    1,103      1,103            -            -          1,358        917        -          -        -      114,038      6,425            -
2b.1.1.19 H51) Electrical - Clean                                  -      1,748          -            -            -          -        -            262    2,010        -              -          2,010          -          -          -          -        -          -      27,650            -
2b.1.1.20 H51) Electrical - Clean - RCA                            -      5,871            92        292        5,016        -        -          2,273  13,544      13,544            -            -        44,591        -          -          -        -    1,810,881    79,023            -
2b.1.1.21 H51) Electrical-Contaminated                            -      1,440            77        121          266        971      -            668    3,544      3,544            -            -          2,366      3,918        -          -        -      344,961    20,435            -
2b.1.1.22 H51) Electrical-Decontaminated                          -      7,747        108          343        5,886        -        -          2,882  16,965      16,965            -            -        52,325        -          -          -        -    2,124,935    102,637            -
2b.1.1.23 L58) Respiratory Cleaning Facility                      -            6            0            1          14      -        -              4      24          24            -            -            122        -          -          -        -        4,952          84          -
2b.1.1.24 M11) Containment & Drywell Cooling                      -        256            20          27        129        181      -            135      748        748            -            -          1,143        721        -          -        -      92,810      3,591            -
2b.1.1.25 M14) Containment Vessel & D/W Purge                      -        173            12          20        131        118      -              97      550        550            -            -          1,163        473        -          -        -      77,384      2,438            -
2b.1.1.26 M15) Annulus Exhaust Gas Trtmnt                          -        118            5          10          80        46    -              55      313        313            -            -            707        185        -          -        -      40,522      1,623            -
2b.1.1.27 M17) Containment Vaccuum Relief                          -          56          10          16          68      110      -              55      315        315            -            -            602        441        -          -        -      52,547        866            -
TLG Services, LLC
 
Perry Nuclear Power Plant                                                                                                                                                                                                                                                Document E22-1785-001, Rev. 1 Decommissioning Cost Analysis                                                                                                                                                                                                                                                Appendix C, Page 6 of 11 Table C Perry Nuclear Power Plant DECON Decommissioning Cost Estimate (Thousands of 2020 Dollars)
Costs run: Thu, Dec 17, 2020 at 14:22:25                                                Off-Site    LLRW                                        NRC        Spent Fuel    Site      Processed                Burial Volumes              Burial /              Utility and Activity                  DECCER Version 2016.08.16d        Decon    Removal    Packaging    Transport    Processing  Disposal  Other      Total      Total    Lic. Term. Management  Restoration    Volume      Class A    Class B    Class C  GTCC    Processed    Craft      Contractor Index                        Activity Description            Cost      Cost      Costs        Costs        Costs      Costs    Costs  Contingency  Costs      Costs        Costs      Costs        Cu. Feet    Cu. Feet  Cu. Feet  Cu. Feet Cu. Feet  Wt., Lbs. Manhours    Manhours 2b.1.1.28 M21) Controlled Access HVAC                              -        301            7          24        409        -      -            141      882        882            -          -          3,633        -          -          -        -      147,553      3,867          -
Disposal of Plant Systems (continued) 2b.1.1.29 M23) Mcc Swgr & Misc Area HVAC                          -        390            9          30        515        -      -            180    1,125      1,125            -          -          4,581        -          -          -        -      186,054      5,028          -
2b.1.1.30 M27) Computer Room HVAC                                  -          41            1            3          50      -      -              18      113        113            -          -            446        -          -          -        -      18,112        617          -
2b.1.1.31 M31) Radwaste Bldg HVAC                                  -        248            15          27        171        155    -            132      747        747            -          -          1,517        625        -          -        -      101,361      3,334          -
2b.1.1.32 M32) ESW Pumphouse Ventilation                          -            7        -            -            -          -      -              1        8        -              -              8        -          -          -          -        -          -          118          -
2b.1.1.33 M33) Intermediate Bldg Ventilation                      -        190            11          19        114        110    -              96      539        539            -          -          1,015        441        -          -        -      69,322      2,614          -
2b.1.1.34 M36) Off-Gas Bldg Exhaust                                -        121            7          11          69        68    -              60      336        336            -          -            613        273        -          -        -      42,247      1,672          -
2b.1.1.35 M37) Water Trtmnt Bldg Ventilation                      -            6            0            0            8      -      -              3        17          17          -          -              69      -          -          -        -        2,796        92          -
2b.1.1.36 M38) Aux Building Ventilation                            -        313            16          29        186        168    -            154      866        866            -          -          1,655        677        -          -        -      110,215      4,276          -
2b.1.1.37 M39) ECCS Pump Room Cooling                              -          18            1            2          38      -      -              11        69          69          -          -            336        -          -          -        -      13,651        267          -
2b.1.1.38 M44) Service Building HVAC                              -          14        -            -            -          -      -              2        16        -              -            16        -          -          -          -        -          -          223          -
2b.1.1.39 M47) Steam Tunnel Cooling                                -          18            1            2            8        13    -              9        52          52          -          -              74        51      -          -        -        6,309        259          -
2b.1.1.40 M48) Radwaste Control Room HVAC                          -          35            1            2            9        14    -              14        74          74          -          -              77        55      -          -        -        6,641        539          -
2b.1.1.41 M49) Smoke Clearing                                      -          94            2            7        118        -      -              43      264        264            -          -          1,049        -          -          -        -      42,603      1,216          -
2b.1.1.42 M50) Guardhouse General Area HVAC                        -          10        -            -            -          -      -              1        11        -              -            11        -          -          -          -        -          -          154          -
2b.1.1.43 M51) Combustible Gas Control                            -          79          12          16          19      134    -              59      318        318            -          -            167        536        -          -        -      41,040      1,120          -
2b.1.1.44 M52) Tech Support Center Ventilation                    -          14        -            -            -          -      -              2        17        -              -            17        -          -          -          -        -          -          233          -
2b.1.1.45 M53) Training Center/EOF HVAC                            -          18        -            -            -          -      -              3        21        -              -            21        -          -          -          -        -          -          294          -
2b.1.1.46 N11) Main Steam                                          -      1,365        239          399        1,723      2,743    -          1,369    7,839      7,839            -          -        15,314    11,065        -          -        -    1,325,302    20,694          -
2b.1.1.47 N64) Off Gas                                            -      1,000        167          250          799      1,869    -            892    4,978      4,978            -          -          7,102      7,519        -          -        -      767,758    14,986          -
2b.1.1.48 P35) Reactor Plant Sampling                              -            3            1            1            1          4    -              2        12          12          -          -              7        17      -          -        -        1,391        49          -
2b.1.1.49 P41) Service Water                                      -      1,657        148          471        8,086        -      -          1,712    12,074      12,074            -          -        71,880        -          -          -        -    2,919,081    24,518          -
2b.1.1.50 P43) Nuclear Closed Cooling                              -        760            40        129        2,208        -      -            545    3,682      3,682            -          -        19,632        -          -          -        -      797,280    10,705          -
2b.1.1.51 P47) Control Complex Chilled Water                      -        416            24          76      1,306        -      -            314    2,136      2,136            -          -        11,613        -          -          -        -      471,601      5,893          -
2b.1.1.52 P48) SW & ESW Chlorination                              -          18        -            -            -          -      -              3        20        -              -            20        -          -          -          -        -          -          280          -
2b.1.1.53 P50) Cntmt Vessel Chilled Water                          -        173            4          13        218        -      -              78      485        485            -          -          1,936        -          -          -        -      78,628      2,346          -
2b.1.1.54 P51) Service Air - Clean                                -          17        -            -            -          -      -              3        19        -              -            19        -          -          -          -        -          -          281          -
2b.1.1.55 P51) Service Air - RCA                                  -        225            3            9        154        -      -              81      471        471            -          -          1,368        -          -          -        -      55,542      2,694          -
2b.1.1.56 P52) Instrument Air - Clean                              -          51        -            -            -          -      -              8        58        -              -            58        -          -          -          -        -          -          811          -
2b.1.1.57 P52) Instrument Air - RCA                                -        698            7          23        393        -      -            238    1,359      1,359            -          -          3,495        -          -          -        -      141,917      8,817          -
2b.1.1.58 P53) Penetration Pressurization                          -          69            1            2          33      -      -              23      128        128            -          -            296        -          -          -        -      12,032        888          -
2b.1.1.59 P54) Fire Protection - Clean                            -        425          -            -            -          -      -              64      489        -              -          489          -          -          -          -        -          -        6,780          -
2b.1.1.60 P54) Fire Protection - RCA                              -      2,760            45        148        2,538        -      -          1,097    6,588      6,588            -          -        22,565        -          -          -        -      916,393    39,431          -
2b.1.1.61 P55) Building Heating - Clean                            -        608          -            -            -          -      -              91      699        -              -          699          -          -          -          -        -          -        9,384          -
2b.1.1.62 P55) Building Heating - RCA                              -        766            16          50        857        -      -            329    2,017      2,017            -          -          7,615        -          -          -        -      309,250    10,077          -
2b.1.1.63 P57) Safety Related Instrument Air                      -          84            2            7        113        -      -              39      246        246            -          -          1,008        -          -          -        -      40,946      1,125          -
2b.1.1.64 P62) Auxiliary Boiler - Clean                            -        125          -            -            -          -      -              19      143        -              -          143          -          -          -          -        -          -        1,953          -
2b.1.1.65 P62) Auxiliary Boiler - RCA                              -          12            0            0            8      -      -              4        25          25          -          -              69      -          -          -        -        2,798        146          -
2b.1.1.66 P63) Sanitary Waste Treatment                            -        601          -            -            -          -      -              90      691        -              -          691          -          -          -          -        -          -        9,589          -
2b.1.1.67 P64) Industrial Waste Disposal                          -        296          -            -            -          -      -              44      340        -              -          340          -          -          -          -        -          -        4,822          -
2b.1.1.68 P66) Sanitary Drain & Sewer - Clean                      -        186          -            -            -          -      -              28      214        -              -          214          -          -          -          -        -          -        2,971          -
2b.1.1.69 P66) Sanitary Drain & Sewer - RCA                        -        198            3            8        139        -      -              72      419        419            -          -          1,234        -          -          -        -      50,103      2,661          -
2b.1.1.70 P67) Storm Drain & Sewer                                -        194          -            -            -          -      -              29      223        -              -          223          -          -          -          -        -          -        3,115          -
2b.1.1.71 P71) Potable Water - Clean                              -          64        -            -            -          -      -              10        74        -              -            74        -          -          -          -        -          -        1,031          -
2b.1.1.72 P71) Potable Water - RCA                                -        805            13          43        736        -      -            319    1,916      1,916            -          -          6,542        -          -          -        -      265,660    10,838          -
2b.1.1.73 P72) Plant Foundation Underdrain                        -        982          -            -            -          -      -            147    1,129        -              -        1,129          -          -          -          -        -          -      15,945          -
2b.1.1.74 P85) Plant Discharge Chlorination                        -          14            0            1          10      -      -              5        30          30          -          -              89      -          -          -        -        3,628        219          -
2b.1.1.75 P86) Nitrogen Supply                                    -          23            0            1          14      -      -              8        46          46          -          -            125        -          -          -        -        5,081        301          -
2b.1.1    Totals                                                  -      42,001      1,763        3,568        38,802    12,008    -          19,496  117,638    111,456            -        6,182    344,930    48,131        -          -        -  17,086,670    592,746          -
2b.1.2    Scaffolding in support of decommissioning              -      4,770            67          30        387          68    -          1,279    6,600      6,600            -          -          3,104        274        -          -        -      157,056    77,500          -
Decontamination of Site Buildings 2b.1.3.1
* Reactor                                            3,843    5,104        382        1,136          448      6,483    -          5,094    22,489      22,489            -          -          3,981    52,462        -          -        -    2,572,798    130,282          -
2b.1.3.2  Auxiliary                                              395      326            17          91        282        128    -            369    1,609      1,609            -          -          2,506      3,133        -          -        -      251,163    10,115          -
2b.1.3.3  Condensate Demineralizer Area                          372      159            6          34        114          47    -            260      993        993            -          -          1,013      1,140        -          -        -      95,468      7,633          -
2b.1.3.4  Heater Bay                                              460      248            14          93        108        130    -            356    1,409      1,409            -          -            961      3,555        -          -        -      207,129      9,991          -
2b.1.3.5  Intermediate                                            717      340            21        143          121        200    -            535    2,077      2,077            -          -          1,072      5,548        -          -        -      306,208    14,884          -
2b.1.3.6  Low Level Radwaste Stor & Proc Facility                  3        12            1            4        -            5    -              7        32          32          -          -            -          159        -          -        -        7,500        198          -
2b.1.3.7  Off Gas                                                160        91            5          33          44        46    -            126      505        505            -          -            391      1,244        -          -        -      74,709      3,543          -
2b.1.3.8  Radwaste                                                587      240            16        117            21      164    -            417    1,563      1,563            -          -            188      4,720        -          -        -      230,643    11,612          -
2b.1.3.9  Service                                                500      -            -            -            -          -      -            250      749        749            -          -            -          -          -          -        -          -        7,453          -
2b.1.3.10 Turbine                                                  988      772            41        225          638        315    -            899    3,877      3,877            -          -          5,676      7,804        -          -        -      602,243    24,685          -
2b.1.3    Totals                                                8,025    7,292        503        1,875        1,776      7,518    -          8,313    35,303      35,303            -          -        15,788    79,764        -          -        -    4,347,860    220,397          -
TLG Services, LLC
 
Perry Nuclear Power Plant                                                                                                                                                                                                                                              Document E22-1785-001, Rev. 1 Decommissioning Cost Analysis                                                                                                                                                                                                                                              Appendix C, Page 7 of 11 Table C Perry Nuclear Power Plant DECON Decommissioning Cost Estimate (Thousands of 2020 Dollars)
Costs run: Thu, Dec 17, 2020 at 14:22:25                                                Off-Site    LLRW                                        NRC      Spent Fuel      Site      Processed                Burial Volumes              Burial /              Utility and Activity                  DECCER Version 2016.08.16d        Decon    Removal    Packaging    Transport    Processing  Disposal  Other      Total    Total    Lic. Term. Management    Restoration    Volume    Class A    Class B    Class C  GTCC    Processed    Craft      Contractor Index                        Activity Description            Cost      Cost      Costs        Costs        Costs      Costs    Costs    Contingency  Costs      Costs        Costs        Costs      Cu. Feet  Cu. Feet  Cu. Feet  Cu. Feet Cu. Feet  Wt., Lbs. Manhours    Manhours 2b.1.4    Prepare/submit License Termination Plan                -        -            -            -            -          -        504            76      579        579          -            -          -        -          -          -        -          -          -          4,096 2b.1.5    Receive NRC approval of termination plan                                                                                                              a 2b.1      Subtotal Period 2b Activity Costs                    8,025    54,063      2,333        5,473        40,965    19,594      504        29,164  160,120    153,938          -          6,182    363,822  128,169        -          -        -  21,591,580    890,642          4,096 Period 2b Additional Costs 2b.2.1    License Termination Survey Planning                    -        -            -            -            -          -      1,353          406    1,759      1,759          -            -          -        -          -          -        -          -          -          12,480 2b.2.2    Underground Services Excavation                        -      3,095          -            -            -          -        639          870    4,603      4,603          -            -          -        -          -          -        -          -      16,200            -
2b.2.3    Operational Tools and Equipment                        -        -              22          65        814        -        -            134    1,035      1,035          -            -        11,760      -          -          -        -      294,000          32          -
2b.2      Subtotal Period 2b Additional Costs                    -      3,095            22          65        814        -      1,992        1,410    7,398      7,398          -            -        11,760      -          -          -        -      294,000    16,232        12,480 Period 2b Collateral Costs 2b.3.1    Process decommissioning water waste                    158      -          107          249          -          427      -            234    1,175      1,175          -            -          -      1,004        -          -        -      60,226        196            -
2b.3.3    Small tool allowance                                    -      1,008          -            -            -          -        -            151    1,159      1,159          -            -          -        -          -          -        -          -          -              -
2b.3.4    Spent Fuel Capital and Transfer                        -        -            -            -            -          -    21,022        3,153  24,175        -          24,175          -          -        -          -          -        -          -          -              -
2b.3      Subtotal Period 2b Collateral Costs                    158    1,008        107          249          -          427  21,022        3,538  26,509      2,334        24,175          -          -      1,004        -          -        -      60,226        196            -
Period 2b Period-Dependent Costs 2b.4.1    Decon supplies                                        2,984      -            -            -            -          -        -            746    3,730      3,730          -            -          -        -          -          -        -          -          -              -
2b.4.2    Insurance                                              -        -            -            -            -          -        909            91    1,000      1,000          -            -          -        -          -          -        -          -          -              -
2b.4.3    Property taxes                                          -        -            -            -            -          -        546            55      601        601          -            -          -        -          -          -        -          -          -              -
2b.4.4    Health physics supplies                                -      5,797          -            -            -          -        -          1,449    7,246      7,246          -            -          -        -          -          -        -          -          -              -
2b.4.5    Heavy equipment rental                                  -      2,809          -            -            -          -        -            421    3,231      3,231          -            -          -        -          -          -        -          -          -              -
2b.4.6    Disposal of DAW generated                              -        -          250            91        -          704      -            215    1,260      1,260          -            -          -    12,710        -          -        -      254,202        415            -
2b.4.7    Plant energy budget                                    -        -            -            -            -          -      1,227          184    1,411      1,411          -            -          -        -          -          -        -          -          -              -
2b.4.8    NRC Fees                                                -        -            -            -            -          -        646            65      710        710          -            -          -        -          -          -        -          -          -              -
2b.4.9    Emergency Planning Fees                                -        -            -            -            -          -      1,674          167    1,842        -          1,842          -          -        -          -          -        -          -          -              -
2b.4.10    Spent Fuel Pool O&M                                    -        -            -            -            -          -        923          138    1,062        -          1,062          -          -        -          -          -        -          -          -              -
2b.4.11    Liquid Radwaste Processing Equipment/Services          -        -            -            -            -          -        232            35      267        267          -            -          -        -          -          -        -          -          -              -
2b.4.12    ISFSI Operating Costs                                  -        -            -            -            -          -        122            18      141        -            141          -          -        -          -          -        -          -          -              -
2b.4.13    Corporate A&G Cost                                      -        -            -            -            -          -      3,796          569    4,365      4,365          -            -          -        -          -          -        -          -          -              -
2b.4.14    Remedial Actions Surveys                                -        -            -            -            -          -      1,696          254    1,951      1,951          -            -          -        -          -          -        -          -          -              -
2b.4.15    Security Staff Cost                                    -        -            -            -            -          -      7,634        1,145    8,780      8,780          -            -          -        -          -          -        -          -          -        184,174 2b.4.16    DOC Staff Cost                                          -        -            -            -            -          -    14,538        2,181  16,718      16,718          -            -          -        -          -          -        -          -          -        165,984 2b.4.17    Utility Staff Cost                                      -        -            -            -            -          -    20,804        3,121  23,924      23,924          -            -          -        -          -          -        -          -          -        308,094 2b.4      Subtotal Period 2b Period-Dependent Costs            2,984    8,606        250            91        -          704  54,748        10,855  78,239      75,194        3,044          -          -    12,710        -          -        -      254,202        415      658,252 2b.0      TOTAL PERIOD 2b COST                                11,167    66,772      2,712        5,878        41,779    20,725  78,266        44,966  272,266    238,864        27,220        6,182    375,582  141,883        -          -        -  22,200,010    907,484      674,828 PERIOD 2d - Decontamination Following Wet Fuel Storage Period 2d Direct Decommissioning Activities 2d.1.1    Remove spent fuel racks                              1,139        98        184          371          -        3,407      -          1,520    6,720      6,720          -            -          -    13,753        -          -        -      873,671      1,628            -
Disposal of Plant Systems 2d.1.2.1  F42) Fuel Transfer Equipment                            -          46            3            3          20        20    -              20      112        112          -            -          182        78      -          -        -      12,455        646            -
2d.1.2.2  G41) Fuel Pool Cooling & Cleanup                        -      1,168            58        101          803        499      -            558    3,188      3,188          -            -        7,139    1,999        -          -        -      417,792    16,960            -
2d.1.2.3  M40) Fuel Hanl Bldg Vent                                -        286            15          27        169        156      -            142      795        795          -            -        1,500      631        -          -        -      101,023      3,923            -
2d.1.2    Totals                                                  -      1,500            76        131          992        675      -            720    4,095      4,095          -            -        8,820    2,708        -          -        -      531,269    21,530            -
Decontamination of Site Buildings 2d.1.3.1  Fuel Handling                                        1,132    1,250            16          72        325        102      -            965    3,861      3,861          -            -        2,890    2,247        -          -        -      225,425    35,172            -
2d.1.3    Totals                                                1,132    1,250            16          72        325        102      -            965    3,861      3,861          -            -        2,890    2,247        -          -        -      225,425    35,172            -
2d.1.4    Scaffolding in support of decommissioning              -        954            13            6          77        14    -            256    1,320      1,320          -            -          621        55      -          -        -      31,411    15,500            -
2d.1      Subtotal Period 2d Activity Costs                    2,271    3,802        289          581        1,395      4,198      -          3,460  15,995      15,995          -            -        12,331  18,762        -          -        -    1,661,777    73,830            -
Period 2d Collateral Costs 2d.3.1    Process decommissioning water waste                    137      -              94        218          -          373      -            204    1,025      1,025          -            -          -        877        -          -        -      52,611        171            -
2d.3.3    Small tool allowance                                    -        101          -            -            -          -        -              15      117        117          -            -          -        -          -          -        -          -          -              -
2d.3.4    Decommissioning Equipment Disposition                  -        -          129            65        748        131      -            168    1,240      1,240          -            -        6,000      529        -          -        -      303,608        147            -
2d.3      Subtotal Period 2d Collateral Costs                    137      101        222          283          748        504      -            386    2,382      2,382          -            -        6,000    1,406        -          -        -      356,219        318            -
TLG Services, LLC
 
Perry Nuclear Power Plant                                                                                                                                                                                                                                              Document E22-1785-001, Rev. 1 Decommissioning Cost Analysis                                                                                                                                                                                                                                              Appendix C, Page 8 of 11 Table C Perry Nuclear Power Plant DECON Decommissioning Cost Estimate (Thousands of 2020 Dollars)
Costs run: Thu, Dec 17, 2020 at 14:22:25                                              Off-Site    LLRW                                        NRC      Spent Fuel        Site      Processed              Burial Volumes              Burial /              Utility and Activity                  DECCER Version 2016.08.16d          Decon    Removal  Packaging    Transport    Processing  Disposal  Other      Total      Total  Lic. Term. Management    Restoration    Volume    Class A  Class B    Class C    GTCC    Processed    Craft      Contractor Index                        Activity Description            Cost      Cost      Costs        Costs        Costs      Costs    Costs    Contingency  Costs    Costs        Costs          Costs      Cu. Feet  Cu. Feet  Cu. Feet  Cu. Feet  Cu. Feet  Wt., Lbs. Manhours    Manhours Period 2d Period-Dependent Costs 2d.4.1    Decon supplies                                          282      -          -            -            -        -        -              71    353        353          -              -          -        -        -          -        -          -          -            -
2d.4.2    Insurance                                                -        -          -            -            -        -        577            58    634        634          -              -          -        -        -          -        -          -          -            -
2d.4.3    Property taxes                                          -        -          -            -            -        -        347            35    381        381          -              -          -        -        -          -        -          -          -            -
2d.4.4    Health physics supplies                                  -        808        -            -            -        -        -              202  1,010      1,010          -              -          -        -        -          -        -          -          -            -
2d.4.5    Heavy equipment rental                                  -      1,781        -            -            -        -        -              267  2,049      2,049          -              -          -        -        -          -        -          -          -            -
2d.4.6    Disposal of DAW generated                                -        -            61          22        -        171      -              52    307        307          -              -          -      3,093      -          -        -      61,863        101          -
2d.4.7    Plant energy budget                                      -        -          -            -            -        -        415            62    477        477          -              -          -        -        -          -        -          -          -            -
2d.4.8    NRC Fees                                                -        -          -            -            -        -        390            39    429        429          -              -          -        -        -          -        -          -          -            -
2d.4.9    Emergency Planning Fees                                  -        -          -            -            -        -        388            39    427        -            427            -          -        -        -          -        -          -          -            -
2d.4.10    Liquid Radwaste Processing Equipment/Services            -        -          -            -            -        -        294            44    339        339          -              -          -        -        -          -        -          -          -            -
2d.4.11    ISFSI Operating Costs                                    -        -          -            -            -        -          78            12      89        -              89          -          -        -        -          -        -          -          -            -
2d.4.12    Corporate A&G Cost                                      -        -          -            -            -        -        963            144  1,107      1,107          -              -          -        -        -          -        -          -          -            -
2d.4.13    Remedial Actions Surveys                                -        -          -            -            -        -      1,076            161  1,237      1,237          -              -          -        -        -          -        -          -          -            -
2d.4.14    Security Staff Cost                                      -        -          -            -            -        -      3,817            573  4,389      2,067        2,322            -          -        -        -          -        -          -          -          87,947 2d.4.15    DOC Staff Cost                                          -        -          -            -            -        -      6,293            944  7,237      7,237          -              -          -        -        -          -        -          -          -          72,088 2d.4.16    Utility Staff Cost                                      -        -          -            -            -        -      9,573          1,436  11,009      10,216          793            -          -        -        -          -        -          -          -        137,688 2d.4      Subtotal Period 2d Period-Dependent Costs                282    2,590          61          22        -        171  24,210          4,139  31,475      27,844        3,631            -          -      3,093      -          -        -      61,863        101      297,722 2d.0      TOTAL PERIOD 2d COST                                  2,690    6,493        573          885        2,143    4,873  24,210          7,985  49,852      46,221        3,631            -        18,331  23,261        -          -        -    2,079,860    74,249      297,722 PERIOD 2f - License Termination Period 2f Direct Decommissioning Activities 2f.1.1    ORISE confirmatory survey                                -        -          -            -            -        -        179            54    233        233          -              -          -        -        -          -        -          -          -            -
2f.1.2    Terminate license                                                                                                                                    a 2f.1      Subtotal Period 2f Activity Costs                        -        -          -            -            -        -        179            54    233        233          -              -          -        -        -          -        -          -          -            -
Period 2f Additional Costs 2f.2.1    License Termination Survey                              -        -          -            -            -        -    15,554          4,666  20,221      20,221          -              -          -        -        -          -        -          -      217,717        6,240 2f.2      Subtotal Period 2f Additional Costs                      -        -          -            -            -        -    15,554          4,666  20,221      20,221          -              -          -        -        -          -        -          -      217,717        6,240 Period 2f Collateral Costs 2f.3.1    DOC staff relocation expenses                            -        -          -            -            -        -      1,373            206  1,579      1,579          -              -          -        -        -          -        -          -          -            -
2f.3      Subtotal Period 2f Collateral Costs                      -        -          -            -            -        -      1,373            206  1,579      1,579          -              -          -        -        -          -        -          -          -            -
Period 2f Period-Dependent Costs 2f.4.1    Insurance                                                -        -          -            -            -        -        625            62    687        687          -              -          -        -        -          -        -          -          -            -
2f.4.2    Property taxes                                          -        -          -            -            -        -        375            38    413        413          -              -          -        -        -          -        -          -          -            -
2f.4.3    Health physics supplies                                  -      1,132        -            -            -        -        -              283  1,415      1,415          -              -          -        -        -          -        -          -          -            -
2f.4.4    Disposal of DAW generated                                -        -              7            3        -          20    -                6      35          35          -              -          -        354      -          -        -        7,071          12          -
2f.4.5    Plant energy budget                                      -        -          -            -            -        -        225            34    258        258          -              -          -        -        -          -        -          -          -            -
2f.4.6    NRC Fees                                                -        -          -            -            -        -        424            42    466        466          -              -          -        -        -          -        -          -          -            -
2f.4.7    Emergency Planning Fees                                  -        -          -            -            -        -        421            42    463        -            463            -          -        -        -          -        -          -          -            -
2f.4.8    ISFSI Operating Costs                                    -        -          -            -            -        -          84            13      97        -              97          -          -        -        -          -        -          -          -            -
2f.4.9    Corporate A&G Cost                                      -        -          -            -            -        -      1,043            156  1,199      1,199          -              -          -        -        -          -        -          -          -            -
2f.4.10    Security Staff Cost                                      -        -          -            -            -        -      4,134            620  4,754      2,239        2,515            -          -        -        -          -        -          -          -          95,247 2f.4.11    DOC Staff Cost                                          -        -          -            -            -        -      5,023            753  5,776      5,776          -              -          -        -        -          -        -          -          -          56,992 2f.4.12    Utility Staff Cost                                      -        -          -            -            -        -      6,027            904  6,932      6,072          860            -          -        -        -          -        -          -          -          80,413 2f.4      Subtotal Period 2f Period-Dependent Costs                -      1,132            7            3        -          20  18,379          2,954  22,494      18,560        3,933            -          -        354      -          -        -        7,071          12      232,652 2f.0      TOTAL PERIOD 2f COST                                    -      1,132            7            3        -          20  35,485          7,880  44,526      40,592        3,933            -          -        354      -          -        -        7,071    217,729      238,892 PERIOD 2 TOTALS                                                  15,093  130,609    25,404      18,040        87,317    81,724  268,860        139,245 766,293    683,537        75,451          7,304    745,025  288,099      1,528      1,010      -  47,853,510  1,703,145    2,399,009 TLG Services, LLC
 
Perry Nuclear Power Plant                                                                                                                                                                                                                              Document E22-1785-001, Rev. 1 Decommissioning Cost Analysis                                                                                                                                                                                                                              Appendix C, Page 9 of 11 Table C Perry Nuclear Power Plant DECON Decommissioning Cost Estimate (Thousands of 2020 Dollars)
Costs run: Thu, Dec 17, 2020 at 14:22:25                                      Off-Site    LLRW                                      NRC      Spent Fuel    Site      Processed            Burial Volumes              Burial /              Utility and Activity                  DECCER Version 2016.08.16d          Decon  Removal  Packaging Transport Processing  Disposal Other      Total      Total  Lic. Term. Management  Restoration    Volume  Class A  Class B    Class C  GTCC    Processed    Craft      Contractor Index                        Activity Description            Cost    Cost      Costs    Costs    Costs      Costs    Costs  Contingency  Costs    Costs        Costs      Costs        Cu. Feet Cu. Feet Cu. Feet  Cu. Feet Cu. Feet  Wt., Lbs. Manhours    Manhours PERIOD 3b - Site Restoration Period 3b Direct Decommissioning Activities Demolition of Remaining Site Buildings 3b.1.1.1
* Reactor                                                -    2,537        -        -        -        -      -            381    2,917        -            -        2,917        -        -        -          -        -          -      24,381          -
3b.1.1.2  Industrial Waste Lagoons                                -      103        -        -        -        -      -              15      119        -            -          119        -        -        -          -        -          -          687          -
3b.1.1.3  Aux Boiler Fuel Oil Pump House                          -        6        -        -        -        -      -              1        6        -            -              6        -        -        -          -        -          -            44          -
3b.1.1.4  Auxiliary                                                -      738        -        -        -        -      -            111      849        -            -          849        -        -        -          -        -          -        3,917          -
3b.1.1.5  Auxiliary Boiler                                        -        58        -        -        -        -      -              9      67        -            -            67        -        -        -          -        -          -          468          -
3b.1.1.6  Chemical Cleaning Lagoons                                -        9        -        -        -        -      -              1      10        -            -            10        -        -        -          -        -          -          58          -
3b.1.1.7  Circulating Water Pump House                            -      170        -        -        -        -      -              25      195        -            -          195        -        -        -          -        -          -        1,395          -
3b.1.1.8  Cond & Demin Water Tank Foundations                      -      143        -        -        -        -      -              22      165        -            -          165        -        -        -          -        -          -          753          -
3b.1.1.9  Condensate Demineralizer Area                            -      256        -        -        -        -      -              38      295        -            -          295        -        -        -          -        -          -        1,781          -
3b.1.1.10 Control Complex                                          -      906        -        -        -        -      -            136    1,042        -            -        1,042        -        -        -          -        -          -        4,995          -
3b.1.1.12 Diesel Generator                                          -      589        -        -        -        -      -              88      678        -            -          678        -        -        -          -        -          -        3,277          -
3b.1.1.13 Emergency Services Pump House                            -      250        -        -        -        -      -              38      288        -            -          288        -        -        -          -        -          -        1,377          -
3b.1.1.14 Heater Bay                                                -      519        -        -        -        -      -              78      596        -            -          596        -        -        -          -        -          -        3,004          -
3b.1.1.15 Hydrogen Storage & Chemistry Foundations                  -        25        -        -        -        -      -              4      29        -            -            29        -        -        -          -        -          -          132          -
3b.1.1.16 Intermediate                                              -    1,155        -        -        -        -      -            173    1,328        -            -        1,328        -        -        -          -        -          -        6,100          -
3b.1.1.17 Low Level Radwaste Stor & Proc Facility                  -      125        -        -        -        -      -              19      143        -            -          143        -        -        -          -        -          -        1,164          -
3b.1.1.18 Main Steam Structure                                      -      126        -        -        -        -      -              19      145        -            -          145        -        -        -          -        -          -          677          -
3b.1.1.19 Miscellaneous Structures                                  -    3,198        -        -        -        -      -            480    3,678        -            -        3,678        -        -        -          -        -          -      34,204          -
3b.1.1.20 Off Gas                                                  -      242        -        -        -        -      -              36      278        -            -          278        -        -        -          -        -          -        1,279          -
3b.1.1.21 Primary Access Control Point                              -      106        -        -        -        -      -              16      122        -            -          122        -        -        -          -        -          -          752          -
3b.1.1.22 Procedures & Records                                      -      119        -        -        -        -      -              18      137        -            -          137        -        -        -          -        -          -        1,168          -
3b.1.1.23 Radwaste                                                  -      964        -        -        -        -      -            145    1,109        -            -        1,109        -        -        -          -        -          -        5,192          -
3b.1.1.24 Service                                                  -      214        -        -        -        -      -              32      246        -            -          246        -        -        -          -        -          -        2,017          -
3b.1.1.25 Service Water Pump House                                  -      165        -        -        -        -      -              25      190        -            -          190        -        -        -          -        -          -        1,424          -
3b.1.1.26 Sewage Treatment Plant                                    -        13        -        -        -        -      -              2      15        -            -            15        -        -        -          -        -          -          139          -
3b.1.1.27 Start-up Personnel Office                                -        79        -        -        -        -      -              12      90        -            -            90        -        -        -          -        -          -          933          -
3b.1.1.28 Temporary Warehouse                                      -      316        -        -        -        -      -              47      363        -            -          363        -        -        -          -        -          -        3,733          -
3b.1.1.29 Training & EOF Facility                                  -      133        -        -        -        -      -              20      153        -            -          153        -        -        -          -        -          -        1,381          -
3b.1.1.30 Transformer Pads                                          -        77        -        -        -        -      -              12      89        -            -            89        -        -        -          -        -          -          406          -
3b.1.1.31 Turbine                                                  -    1,655        -        -        -        -      -            248    1,903        -            -        1,903        -        -        -          -        -          -      11,684          -
3b.1.1.32 Warehouse & Office                                        -      273        -        -        -        -      -              41      313        -            -          313        -        -        -          -        -          -        3,218          -
3b.1.1.33 Water Treatment                                          -      122        -        -        -        -      -              18      141        -            -          141        -        -        -          -        -          -        1,215          -
3b.1.1.34 Fuel Handling                                            -      693        -        -        -        -      -            104      796        -            -          796        -        -        -          -        -          -        3,672          -
3b.1.1    Totals                                                  -    16,085        -        -        -        -      -          2,413  18,497        -            -        18,497        -        -        -          -        -          -      126,625          -
Site Closeout Activities 3b.1.2    BackFill Site                                            -    3,167        -        -        -        -      -            475    3,642        -            -        3,642        -        -        -          -        -          -        5,246          -
3b.1.3    Grade & landscape site                                  -      196        -        -        -        -      -              29      226        -            -          226        -        -        -          -        -          -          585          -
3b.1.4    Final report to NRC                                      -      -          -        -        -        -      192            29      221        221          -          -          -        -        -          -        -          -          -          1,560 3b.1      Subtotal Period 3b Activity Costs                        -    19,448        -        -        -        -      192        2,946  22,585        221          -        22,365        -        -        -          -        -          -      132,457        1,560 Period 3b Additional Costs 3b.2.1    Concrete Crushing                                        -    1,378        -        -        -        -        13          209    1,599        -            -        1,599        -        -        -          -        -          -        5,943          -
3b.2.2    Demolish Cooling Tower                                  -    7,272        -        -        -        -      298        1,136    8,706        -            -        8,706        -        -        -          -        -          -      53,840          -
3b.2.3    Disposition of Mobile Barriers                          -      200        -        -        -        -      462            99      761        -            -          761        -        -        -          -        -          -        1,920          -
3b.2.4    Construction Debris                                      -      -          -        -        -        -    1,410          212    1,622        -            -        1,622        -        -        -          -        -          -          -            -
3b.2      Subtotal Period 3b Additional Costs                      -    8,850        -        -        -        -    2,183        1,655  12,688        -            -        12,688        -        -        -          -        -          -      61,703          -
Period 3b Collateral Costs 3b.3.1    Small tool allowance                                    -      218        -        -        -        -      -              33      251        -            -          251        -        -        -          -        -          -          -            -
3b.3      Subtotal Period 3b Collateral Costs                      -      218        -        -        -        -      -              33      251        -            -          251        -        -        -          -        -          -          -            -
TLG Services, LLC
 
Perry Nuclear Power Plant                                                                                                                                                                                                                                      Document E22-1785-001, Rev. 1 Decommissioning Cost Analysis                                                                                                                                                                                                                                      Appendix C, Page 10 of 11 Table C Perry Nuclear Power Plant DECON Decommissioning Cost Estimate (Thousands of 2020 Dollars)
Costs run: Thu, Dec 17, 2020 at 14:22:25                                        Off-Site    LLRW                                        NRC        Spent Fuel        Site      Processed            Burial Volumes              Burial /              Utility and Activity                  DECCER Version 2016.08.16d        Decon  Removal  Packaging  Transport  Processing  Disposal  Other      Total      Total    Lic. Term. Management    Restoration    Volume  Class A  Class B    Class C  GTCC    Processed    Craft    Contractor Index                        Activity Description            Cost    Cost      Costs      Costs      Costs      Costs    Costs  Contingency  Costs      Costs        Costs          Costs      Cu. Feet Cu. Feet Cu. Feet  Cu. Feet Cu. Feet  Wt., Lbs. Manhours    Manhours Period 3b Period-Dependent Costs 3b.4.1    Insurance                                              -      -          -          -          -        -    1,664          166    1,830      1,830            -              -          -        -        -          -        -          -          -            -
3b.4.2    Property taxes                                          -      -          -          -          -        -      999          100    1,099        -            1,099            -          -        -        -          -        -          -          -            -
3b.4.3    Heavy equipment rental                                  -    6,738        -          -          -        -      -          1,011    7,748        -              -            7,748        -        -        -          -        -          -          -            -
3b.4.4    Plant energy budget                                    -      -          -          -          -        -      299            45      344        -              344            -          -        -        -          -        -          -          -            -
3b.4.5    NRC ISFSI Fees                                          -      -          -          -          -        -      410            41      451        -              451            -          -        -        -          -        -          -          -            -
3b.4.6    Emergency Planning Fees                                -      -          -          -          -        -    1,120          112    1,232        -            1,232            -          -        -        -          -        -          -          -            -
3b.4.7    ISFSI Operating Costs                                  -      -          -          -          -        -      224            34      257        -              257            -          -        -        -          -        -          -          -            -
3b.4.8    Corporate A&G Cost                                      -      -          -          -          -        -    2,778          417    3,195        319          2,875            -          -        -        -          -        -          -          -            -
3b.4.9    Security Staff Cost                                    -      -          -          -          -        -    11,013        1,652    12,665            0        6,700          5,965        -        -        -          -        -          -          -        253,760 3b.4.10    DOC Staff Cost                                          -      -          -          -          -        -    13,008        1,951    14,960        -              -          14,960        -        -        -          -        -          -          -        141,440 3b.4.11    Utility Staff Cost                                      -      -          -          -          -        -    8,299        1,245    9,544        -            2,291          7,253        -        -        -          -        -          -          -        113,360 3b.4      Subtotal Period 3b Period-Dependent Costs              -    6,738        -          -          -        -    39,815        6,773    53,326      2,150        15,249        35,927        -        -        -          -        -          -          -        508,560 3b.0      TOTAL PERIOD 3b COST                                    -    35,254        -          -          -        -    42,190        11,407    88,851      2,370        15,249        71,231        -        -        -          -        -          -      194,160      510,120 PERIOD 3c - Fuel Storage Operations/Shipping Period 3c Direct Decommissioning Activities Period 3c Collateral Costs 3c.3.1    Spent Fuel Capital and Transfer                        -      -          -          -          -        -    19,902        2,985    22,887        -          22,887            -          -        -        -          -        -          -          -            -
3c.3      Subtotal Period 3c Collateral Costs                    -      -          -          -          -        -    19,902        2,985    22,887        -          22,887            -          -        -        -          -        -          -          -            -
Period 3c Period-Dependent Costs 3c.4.1    Insurance                                              -      -          -          -          -        -    27,316        2,732    30,047        -          30,047            -          -        -        -          -        -          -          -            -
3c.4.2    Property taxes                                          -      -          -          -          -        -    16,406        1,641    18,047        -          18,047            -          -        -        -          -        -          -          -            -
3c.4.4    NRC ISFSI Fees                                          -      -          -          -          -        -    9,895          989    10,884        -          10,884            -          -        -        -          -        -          -          -            -
3c.4.5    Emergency Planning Fees                                -      -          -          -          -        -    18,392        1,839    20,231        -          20,231            -          -        -        -          -        -          -          -            -
3c.4.6    ISFSI Operating Costs                                  -      -          -          -          -        -    3,675          551    4,226        -            4,226            -          -        -        -          -        -          -          -            -
3c.4.7    Corporate A&G Cost                                      -      -          -          -          -        -    4,560          684    5,244        -            5,244            -          -        -        -          -        -          -          -            -
3c.4.8    Security Staff Cost                                    -      -          -          -          -        -    95,566        14,335  109,901        -          109,901            -          -        -        -          -        -          -          -      1,775,602 3c.4.9    Utility Staff Cost                                      -      -          -          -          -        -    32,759        4,914    37,673        -          37,673            -          -        -        -          -        -          -          -        460,974 3c.4      Subtotal Period 3c Period-Dependent Costs              -      -          -          -          -        -  208,569        27,685  236,254        -          236,254            -          -        -        -          -        -          -          -      2,236,576 3c.0      TOTAL PERIOD 3c COST                                    -      -          -          -          -        -  228,471        30,670  259,141        -          259,141            -          -        -        -          -        -          -          -      2,236,576 PERIOD 3d - GTCC shipping Period 3d Direct Decommissioning Activities Nuclear Steam Supply System Removal 3d.1.1.1  Vessel & Internals GTCC Disposal                        -      -          800        -          -      6,898    -          1,235    8,933      8,933            -              -          -        -        -          -      1,868    365,766        -            -
3d.1.1    Totals                                                  -      -          800        -          -      6,898    -          1,235    8,933      8,933            -              -          -        -        -          -      1,868    365,766        -            -
3d.1      Subtotal Period 3d Activity Costs                      -      -          800        -          -      6,898    -          1,235    8,933      8,933            -              -          -        -        -          -      1,868    365,766        -            -
Period 3d Period-Dependent Costs 3d.4.1    Insurance                                              -      -          -          -          -        -        32            3        35          35          -              -          -        -        -          -        -          -          -            -
3d.4.2    Property taxes                                          -      -          -          -          -        -        19            2        21          21          -              -          -        -        -          -        -          -          -            -
3d.4.4    NRC ISFSI Fees                                          -      -          -          -          -        -          8            1        9        -                9          -          -        -        -          -        -          -          -            -
3d.4.5    Emergency Planning Fees                                -      -          -          -          -        -        21            2        24        -                24          -          -        -        -          -        -          -          -            -
3d.4.6    ISFSI Operating Costs                                  -      -          -          -          -        -          4            1        5        -                5          -          -        -        -          -        -          -          -            -
3d.4.7    Corporate A&G Cost                                      -      -          -          -          -        -          5            1        6            6          -              -          -        -        -          -        -          -          -            -
3d.4.8    Security Staff Cost                                    -      -          -          -          -        -      112            17      128        128            -              -          -        -        -          -        -          -          -          2,074 3d.4.9    Utility Staff Cost                                      -      -          -          -          -        -        38            6        44          44          -              -          -        -        -          -        -          -          -            539 3d.4      Subtotal Period 3d Period-Dependent Costs              -      -          -          -          -        -      240            32      272        235              37          -          -        -        -          -        -          -          -          2,613 3d.0      TOTAL PERIOD 3d COST                                    -      -          800        -          -      6,898    240        1,267    9,205      9,168              37          -          -        -        -          -      1,868    365,766        -          2,613 PERIOD 3e - ISFSI Decontamination Period 3e Direct Decommissioning Activities Period 3e Additional Costs 3e.2.1    License Termination ISFSI                              -      216        218      1,525        -      2,618  2,215        1,698    8,491      8,491            -              -          -    55,194      -          -        -    2,785,556    12,409          2,249 3e.2      Subtotal Period 3e Additional Costs                    -      216        218      1,525        -      2,618  2,215        1,698    8,491      8,491            -              -          -    55,194      -          -        -    2,785,556    12,409          2,249 TLG Services, LLC
 
Perry Nuclear Power Plant                                                                                                                                                                                                                                                            Document E22-1785-001, Rev. 1 Decommissioning Cost Analysis                                                                                                                                                                                                                                                            Appendix C, Page 11 of 11 Table C Perry Nuclear Power Plant DECON Decommissioning Cost Estimate (Thousands of 2020 Dollars)
Costs run: Thu, Dec 17, 2020 at 14:22:25                                                      Off-Site    LLRW                                          NRC        Spent Fuel      Site      Processed            Burial Volumes                Burial /              Utility and Activity                    DECCER Version 2016.08.16d                  Decon    Removal  Packaging  Transport    Processing  Disposal    Other      Total        Total  Lic. Term. Management    Restoration    Volume    Class A  Class B    Class C    GTCC    Processed    Craft    Contractor Index                          Activity Description                    Cost      Cost      Costs      Costs        Costs        Costs    Costs    Contingency    Costs    Costs        Costs        Costs        Cu. Feet  Cu. Feet Cu. Feet  Cu. Feet  Cu. Feet  Wt., Lbs. Manhours    Manhours Period 3e Period-Dependent Costs 3e.4.1      Insurance                                                          -        -          -          -            -          -          87            22      109        109            -            -          -        -        -          -        -          -          -            -
3e.4.2      Property taxes                                                    -        -          -          -            -          -        332            83      416        416            -            -          -        -        -          -        -          -          -            -
3e.4.3      Plant energy budget                                                -        -          -          -            -          -          10            2        12          12          -            -          -        -        -          -        -          -          -            -
3e.4.4      Corporate A&G Cost                                                -        -          -          -            -          -          46            12        58          58          -            -          -        -        -          -        -          -          -            -
3e.4.5      Security Staff Cost                                                -        -          -          -            -          -        343            86      429        429            -            -          -        -        -          -        -          -          -          4,999 3e.4.6      Utility Staff Cost                                                -        -          -          -            -          -        277            69      346        346            -            -          -        -        -          -        -          -          -          3,792 3e.4        Subtotal Period 3e Period-Dependent Costs                          -        -          -          -            -          -      1,096            274    1,369      1,369            -            -          -        -        -          -        -          -          -          8,792 3e.0        TOTAL PERIOD 3e COST                                              -        216        218      1,525          -        2,618    3,310          1,972    9,860      9,860            -            -          -    55,194      -          -        -    2,785,556      12,409      11,041 PERIOD 3f - ISFSI Site Restoration Period 3f Direct Decommissioning Activities Period 3f Additional Costs 3f.2.1      Site Restoration ISFSI                                            -      2,886        -          -            -          -        368            488    3,742        -              -          3,742        -        -        -          -        -          -        29,941          160 3f.2        Subtotal Period 3f Additional Costs                                -      2,886        -          -            -          -        368            488    3,742        -              -          3,742        -        -        -          -        -          -        29,941          160 Period 3f Collateral Costs 3f.3.1      Small tool allowance                                              -          38        -          -            -          -        -                6        43        -              -              43        -        -        -          -        -          -          -            -
3f.3        Subtotal Period 3f Collateral Costs                                -          38        -          -            -          -        -                6        43        -              -              43        -        -        -          -        -          -          -            -
Period 3f Period-Dependent Costs 3f.4.2      Property taxes                                                    -        -          -          -            -          -        168            17      184        -              -            184        -        -        -          -        -          -          -            -
3f.4.3      Heavy equipment rental                                            -        117        -          -            -          -        -              17      134        -              -            134        -        -        -          -        -          -          -            -
3f.4.4      Plant energy budget                                                -        -          -          -            -          -            5            1        6        -              -                6        -        -        -          -        -          -          -            -
3f.4.5      Corporate A&G Cost                                                -        -          -          -            -          -          23            3        27        -              -              27        -        -        -          -        -          -          -            -
3f.4.6      Security Staff Cost                                                -        -          -          -            -          -        173            26      199        -              -            199        -        -        -          -        -          -          -          2,520 3f.4.7      Utility Staff Cost                                                -        -          -          -            -          -        115            17      132        -              -            132        -        -        -          -        -          -          -          1,564 3f.4        Subtotal Period 3f Period-Dependent Costs                          -        117        -          -            -          -        484            82      682        -              -            682        -        -        -          -        -          -          -          4,084 3f.0        TOTAL PERIOD 3f COST                                              -      3,040        -          -            -          -        852            575    4,467        -              -          4,467        -        -        -          -        -          -        29,941        4,244 PERIOD 3 TOTALS                                                                -      38,510      1,018      1,525          -        9,517  275,063        45,891  371,525      21,398        274,428        75,698        -    55,194      -          -      1,868  3,151,322    236,510    2,764,593 TOTAL COST TO DECOMMISSION                                                  19,259  172,369    26,576      20,046      87,317    95,352  691,991        209,793 1,322,702    869,651        369,080        83,971    745,025  344,490    2,554      1,010    1,868  51,149,510  1,967,390    6,189,412 TOTAL COST TO DECOMMISSION WITH 18.85% CONTINGENCY:                                                    $1,322,702  thousands of 2020 dollars TOTAL NRC LICENSE TERMINATION COST IS 65.75% OR:                                                          $869,651  thousands of 2020 dollars SPENT FUEL MANAGEMENT COST IS 27.9% OR:                                                                  $369,080  thousands of 2020 dollars NON-NUCLEAR DEMOLITION COST IS 6.35% OR:                                                                  $83,971  thousands of 2020 dollars TOTAL LOW-LEVEL RADIOACTIVE WASTE VOLUME BURIED (EXCLUDING GTCC):                                          348,055 Cubic Feet TOTAL GREATER THAN CLASS C RADWASTE VOLUME GENERATED:                                                        1,868 Cubic Feet TOTAL SCRAP METAL REMOVED:                                                                                  44,859 Tons TOTAL CRAFT LABOR REQUIREMENTS:                                                                          1,967,390 Man-hours End Notes:
n/a - indicates that this activity not charged as decommissioning expense a - indicates that this activity performed by decommissioning staff 0 - indicates that this value is less than 0.5 but is non-zero A cell containing " - " indicates a zero value TLG Services, LLC
 
Perry Nuclear Power Plant                      Document E22-1785-001, Rev. 1 Decommissioning Cost Analysis                      Appendix D, Page 1 of 12 APPENDIX D DETAILED COST ANALYSIS SAFSTOR TLG Services, LLC
 
Perry Nuclear Power Plant                                                                                                                                                                                                                                    Document E22-1785-001, Rev. 1 Decommissioning Cost Analysis                                                                                                                                                                                                                                    Appendix D, Page 2 of 12 Table D Perry Nuclear Power Plant SAFSTOR Decommissioning Cost Estimate (Thousands of 2020 Dollars)
Costs run: Thu, Dec 17, 2020 at 14:21:57                                            Off-Site  LLRW                                      NRC        Spent Fuel      Site    Processed            Burial Volumes              Burial /              Utility and Activity                  DECCER Version 2016.08.16d          Decon  Removal  Packaging    Transport  Processing Disposal  Other      Total    Total  Lic. Term. Management    Restoration  Volume  Class A  Class B    Class C  GTCC    Processed    Craft      Contractor Index                        Activity Description            Cost    Cost      Costs        Costs      Costs    Costs    Costs    Contingency  Costs    Costs        Costs        Costs    Cu. Feet Cu. Feet Cu. Feet  Cu. Feet Cu. Feet  Wt., Lbs. Manhours    Manhours PERIOD 1a - Shutdown through Transition Period 1a Direct Decommissioning Activities 1a.1.1    SAFSTOR site characterization survey                    -      -          -            -          -        -        558          167    725        725            -            -        -        -        -          -        -          -          -            -
1a.1.2    Prepare preliminary decommissioning cost                -      -          -            -          -        -        160            24    184        184            -            -        -        -        -          -        -          -          -          1,300 1a.1.3    Notification of Cessation of Operations                                                                                                        a 1a.1.4    Remove fuel & source material                                                                                                                n/a 1a.1.5    Notification of Permanent Defueling                                                                                                            a 1a.1.6    Deactivate plant systems & process waste                                                                                                        a 1a.1.7    Prepare and submit PSDAR                                -      -          -            -          -        -        246            37    283        283            -            -        -        -        -          -        -          -          -          2,000 1a.1.8    Review plant dwgs & specs.                              -      -          -            -          -        -        160            24    184        184            -            -        -        -        -          -        -          -          -          1,300 1a.1.9    Perform detailed rad survey                                                                                                                    a 1a.1.10    Estimate by-product inventory                            -      -          -            -          -        -        123            18    141        141            -            -        -        -        -          -        -          -          -          1,000 1a.1.11    End product description                                  -      -          -            -          -        -        123            18    141        141            -            -        -        -        -          -        -          -          -          1,000 1a.1.12    Detailed by-product inventory                            -      -          -            -          -        -        184            28    212        212            -            -        -        -        -          -        -          -          -          1,500 1a.1.13    Define major work sequence                              -      -          -            -          -        -        123            18    141        141            -            -        -        -        -          -        -          -          -          1,000 1a.1.14    Perform SER and EA                                      -      -          -            -          -        -        381            57    438        438            -            -        -        -        -          -        -          -          -          3,100 1a.1.15    Perform Site-Specific Cost Study                        -      -          -            -          -        -        615            92    707        707            -            -        -        -        -          -        -          -          -          5,000 Activity Specifications 1a.1.16.1 Prepare plant and facilities for SAFSTOR                  -      -          -            -          -        -        605            91    696        696            -            -        -        -        -          -        -          -          -          4,920 1a.1.16.2 Plant systems                                            -      -          -            -          -        -        512            77    589        589            -            -        -        -        -          -        -          -          -          4,167 1a.1.16.3 Plant structures and buildings                            -      -          -            -          -        -        384            58    441        441            -            -        -        -        -          -        -          -          -          3,120 1a.1.16.4 Waste management                                          -      -          -            -          -        -        246            37    283        283            -            -        -        -        -          -        -          -          -          2,000 1a.1.16.5 Facility and site dormancy                                -      -          -            -          -        -        246            37    283        283            -            -        -        -        -          -        -          -          -          2,000 1a.1.16    Total                                                    -      -          -            -          -        -      1,992          299  2,291      2,291            -            -        -        -        -          -        -          -          -          16,207 Detailed Work Procedures 1a.1.17.1 Plant systems                                            -      -          -            -          -        -        145            22    167        167            -            -        -        -        -          -        -          -          -          1,183 1a.1.17.2 Facility closeout & dormancy                              -      -          -            -          -        -        148            22    170        170            -            -        -        -        -          -        -          -          -          1,200 1a.1.17    Total                                                    -      -          -            -          -        -        293            44    337        337            -            -        -        -        -          -        -          -          -          2,383 1a.1.18    Procure vacuum drying system                            -      -          -            -          -        -          12            2      14          14            -            -        -        -        -          -        -          -          -            100 1a.1.19    Drain/de-energize non-cont. systems                                                                                                            a 1a.1.20    Drain & dry NSSS                                                                                                                                a 1a.1.21    Drain/de-energize contaminated systems                                                                                                          a 1a.1.22    Decon/secure contaminated systems                                                                                                              a 1a.1      Subtotal Period 1a Activity Costs                        -      -          -            -          -        -      4,970          829  5,799      5,799            -            -        -        -        -          -        -          -          -          35,890 Period 1a Collateral Costs 1a.3.1    Spent Fuel Capital and Transfer                          -      -          -            -          -        -      4,231          635  4,866        -            4,866          -        -        -        -          -        -          -          -            -
1a.3      Subtotal Period 1a Collateral Costs                      -      -          -            -          -        -      4,231          635  4,866        -            4,866          -        -        -        -          -        -          -          -            -
Period 1a Period-Dependent Costs 1a.4.1    Insurance                                                -      -          -            -          -        -      3,585          359  3,944      3,944            -            -        -        -        -          -        -          -          -            -
1a.4.2    Property taxes                                          -      -          -            -          -        -      8,381          838  9,219      9,219            -            -        -        -        -          -        -          -          -            -
1a.4.3    Health physics supplies                                  -      584        -            -          -        -        -            146    729        729            -            -        -        -        -          -        -          -          -            -
1a.4.4    Heavy equipment rental                                  -      753        -            -          -        -        -            113    866        866            -            -        -        -        -          -        -          -          -            -
1a.4.5    Disposal of DAW generated                                -      -            11          4        -          32    -              10      57          57          -            -        -      572      -          -        -      11,443          19          -
1a.4.6    Plant energy budget                                      -      -          -            -          -        -      1,496          224  1,721      1,721            -            -        -        -        -          -        -          -          -            -
1a.4.7    NRC Fees                                                -      -          -            -          -        -        892            89    981        981            -            -        -        -        -          -        -          -          -            -
1a.4.8    Emergency Planning Fees                                  -      -          -            -          -        -      2,245          225  2,470        -            2,470          -        -        -        -          -        -          -          -            -
1a.4.9    Spent Fuel Pool O&M                                      -      -          -            -          -        -        845          127    971        -              971          -        -        -        -          -        -          -          -            -
1a.4.10    ISFSI Operating Costs                                    -      -          -            -          -        -        112            17    129        -              129          -        -        -        -          -        -          -          -            -
1a.4.11    Corporate A&G Cost                                      -      -          -            -          -        -    13,899        2,085  15,984      15,984            -            -        -        -        -          -        -          -          -            -
1a.4.12    Security Staff Cost                                      -      -          -            -          -        -      8,028        1,204  9,232      9,232            -            -        -        -        -          -        -          -          -        197,600 1a.4.13    Utility Staff Cost                                      -      -          -            -          -        -    25,331        3,800  29,131      29,131            -            -        -        -        -          -        -          -          -        357,760 1a.4      Subtotal Period 1a Period-Dependent Costs                -    1,336          11            4        -          32  64,815        9,235  75,433      71,864          3,570          -        -      572      -          -        -      11,443          19      555,360 1a.0      TOTAL PERIOD 1a COST                                    -    1,336          11            4        -          32  74,016        10,699  86,099      77,663          8,436          -        -      572      -          -        -      11,443          19      591,250 TLG Services, LLC
 
Perry Nuclear Power Plant                                                                                                                                                                                                                                      Document E22-1785-001, Rev. 1 Decommissioning Cost Analysis                                                                                                                                                                                                                                      Appendix D, Page 3 of 12 Table D Perry Nuclear Power Plant SAFSTOR Decommissioning Cost Estimate (Thousands of 2020 Dollars)
Costs run: Thu, Dec 17, 2020 at 14:21:57                                              Off-Site  LLRW                                      NRC        Spent Fuel      Site    Processed            Burial Volumes              Burial /              Utility and Activity                  DECCER Version 2016.08.16d        Decon    Removal    Packaging    Transport  Processing Disposal  Other      Total    Total  Lic. Term. Management    Restoration  Volume  Class A  Class B    Class C  GTCC    Processed    Craft      Contractor Index                        Activity Description          Cost      Cost      Costs        Costs      Costs    Costs    Costs    Contingency  Costs    Costs        Costs        Costs    Cu. Feet Cu. Feet  Cu. Feet  Cu. Feet Cu. Feet  Wt., Lbs. Manhours    Manhours PERIOD 1b - SAFSTOR Limited DECON Activities Period 1b Direct Decommissioning Activities Decontamination of Site Buildings 1b.1.1.1  Reactor                                              3,823      -            -            -          -        -        -          1,911  5,734      5,734            -            -        -        -        -          -        -          -      55,841          -
1b.1.1.2  Auxiliary                                              372      -            -            -          -        -        -            186    558        558            -            -        -        -        -          -        -          -        5,551          -
1b.1.1.3  Condensate Demineralizer Area                          350      -            -            -          -        -        -            175    525        525            -            -        -        -        -          -        -          -        5,226          -
1b.1.1.4  Heater Bay                                              433      -            -            -          -        -        -            217    650        650            -            -        -        -        -          -        -          -        6,465          -
1b.1.1.5  Intermediate                                            675      -            -            -          -        -        -            337  1,012      1,012            -            -        -        -        -          -        -          -      10,070          -
1b.1.1.6  Off Gas                                                150      -            -            -          -        -        -              75    225        225            -            -        -        -        -          -        -          -        2,240          -
1b.1.1.7  Radwaste                                                553      -            -            -          -        -        -            276    829        829            -            -        -        -        -          -        -          -        8,217          -
1b.1.1.8  Service                                                500      -            -            -          -        -        -            250    749        749            -            -        -        -        -          -        -          -        7,453          -
1b.1.1.9  Turbine                                                930      -            -            -          -        -        -            465  1,395      1,395            -            -        -        -        -          -        -          -      13,878          -
1b.1.1.10 Fuel Handling                                          1,113      -            -            -          -        -        -            556  1,669      1,669            -            -        -        -        -          -        -          -      16,246          -
1b.1.1    Totals                                                8,899      -            -            -          -        -        -          4,449  13,348      13,348            -            -        -        -        -          -        -          -      131,188          -
1b.1      Subtotal Period 1b Activity Costs                    8,899      -            -            -          -        -        -          4,449  13,348      13,348            -            -        -        -        -          -        -          -      131,188          -
Period 1b Additional Costs 1b.2.1    Spent fuel pool isolation                              -        -            -            -          -        -    12,675        1,901  14,576      14,576            -            -        -        -        -          -        -          -          -            -
1b.2      Subtotal Period 1b Additional Costs                    -        -            -            -          -        -    12,675        1,901  14,576      14,576            -            -        -        -        -          -        -          -          -            -
Period 1b Collateral Costs 1b.3.1    Decon equipment                                      1,055      -            -            -          -        -        -            158  1,213      1,213            -            -        -        -        -          -        -          -          -            -
1b.3.2    Process decommissioning water waste                    237      -          156          362          -      621      -            344  1,720      1,720            -            -        -      1,459      -          -        -      87,546        284          -
1b.3.4    Small tool allowance                                    -        150          -            -          -        -        -              22    172        172            -            -        -        -        -          -        -          -          -            -
1b.3.5    Spent Fuel Capital and Transfer                        -        -            -            -          -        -      4,070          610  4,680        -            4,680          -        -        -        -          -        -          -          -            -
1b.3      Subtotal Period 1b Collateral Costs                  1,292      150        156          362          -      621    4,070        1,135  7,785      3,105          4,680          -        -      1,459      -          -        -      87,546        284          -
Period 1b Period-Dependent Costs 1b.4.1    Decon supplies                                        2,861      -            -            -          -        -        -            715  3,576      3,576            -            -        -        -        -          -        -          -          -            -
1b.4.2    Insurance                                              -        -            -            -          -        -        904            90    994        994            -            -        -        -        -          -        -          -          -            -
1b.4.3    Property taxes                                          -        -            -            -          -        -        964            96  1,060      1,060            -            -        -        -        -          -        -          -          -            -
1b.4.4    Health physics supplies                                -        895          -            -          -        -        -            224  1,119      1,119            -            -        -        -        -          -        -          -          -            -
1b.4.5    Heavy equipment rental                                  -        190          -            -          -        -        -              28    218        218            -            -        -        -        -          -        -          -          -            -
1b.4.6    Disposal of DAW generated                              -        -              24          9        -          67    -              20    120        120            -            -        -      1,211      -          -        -      24,225          40          -
1b.4.7    Plant energy budget                                    -        -            -            -          -        -        377            57    434        434            -            -        -        -        -          -        -          -          -            -
1b.4.8    NRC Fees                                                -        -            -            -          -        -        163            16    179        179            -            -        -        -        -          -        -          -          -            -
1b.4.9    Emergency Planning Fees                                -        -            -            -          -        -        386            39    425        -              425          -        -        -        -          -        -          -          -            -
1b.4.10    Spent Fuel Pool O&M                                    -        -            -            -          -        -        213            32    245        -              245          -        -        -        -          -        -          -          -            -
1b.4.11    ISFSI Operating Costs                                  -        -            -            -          -        -          28            4      32        -              32          -        -        -        -          -        -          -          -            -
1b.4.12    Corporate A&G Cost                                      -        -            -            -          -        -        875          131  1,007      1,007            -            -        -        -        -          -        -          -          -            -
1b.4.13    Security Staff Cost                                    -        -            -            -          -        -      2,024          304  2,327      2,327            -            -        -        -        -          -        -          -          -          49,806 1b.4.14    Utility Staff Cost                                      -        -            -            -          -        -      6,385          958  7,343      7,343            -            -        -        -        -          -        -          -          -          90,175 1b.4      Subtotal Period 1b Period-Dependent Costs            2,861    1,085            24          9        -          67  12,319        2,715  19,078      18,376            702          -        -      1,211      -          -        -      24,225          40      139,981 1b.0      TOTAL PERIOD 1b COST                                13,051    1,234        179          371          -      688    29,064        10,200  54,788      49,405          5,382          -        -      2,670      -          -        -    111,771    131,512      139,981 PERIOD 1c - Preparations for SAFSTOR Dormancy Period 1c Direct Decommissioning Activities 1c.1.1    Prepare support equipment for storage                  -        496          -            -          -        -        -              74    570        570            -            -        -        -        -          -        -          -        3,000          -
1c.1.2    Install containment pressure equal. lines              -          47        -            -          -        -        -              7      54          54          -            -        -        -        -          -        -          -          700          -
1c.1.3    Interim survey prior to dormancy                        -        -            -            -          -        -        733          220    953        953            -            -        -        -        -          -        -          -        9,241          -
1c.1.4    Secure building accesses                                                                                                                          a 1c.1.5    Prepare & submit interim report                        -        -            -            -          -        -          72          11      82          82          -            -        -        -        -          -        -          -          -            583 1c.1      Subtotal Period 1c Activity Costs                      -        542          -            -          -        -        805          312  1,659      1,659            -            -        -        -        -          -        -          -      12,941          583 Period 1c Collateral Costs 1c.3.1    Process decommissioning water waste                    236      -          155          361          -      619      -            342  1,713      1,713            -            -        -      1,454      -          -        -      87,241        283          -
1c.3.3    Small tool allowance                                    -            4        -            -          -        -        -              1      5            5          -            -        -        -        -          -        -          -          -            -
1c.3.4    Spent Fuel Capital and Transfer                        -        -            -            -          -        -      4,070          610  4,680        -            4,680          -        -        -        -          -        -          -          -            -
1c.3      Subtotal Period 1c Collateral Costs                    236          4        155          361          -      619    4,070          953  6,398      1,718          4,680          -        -      1,454      -          -        -      87,241        283          -
TLG Services, LLC
 
Perry Nuclear Power Plant                                                                                                                                                                                                                                      Document E22-1785-001, Rev. 1 Decommissioning Cost Analysis                                                                                                                                                                                                                                      Appendix D, Page 4 of 12 Table D Perry Nuclear Power Plant SAFSTOR Decommissioning Cost Estimate (Thousands of 2020 Dollars)
Costs run: Thu, Dec 17, 2020 at 14:21:57                                              Off-Site  LLRW                                        NRC        Spent Fuel      Site    Processed            Burial Volumes              Burial /              Utility and Activity                  DECCER Version 2016.08.16d        Decon    Removal  Packaging    Transport  Processing Disposal  Other      Total    Total    Lic. Term. Management    Restoration  Volume  Class A  Class B    Class C  GTCC    Processed    Craft      Contractor Index                        Activity Description            Cost      Cost      Costs        Costs      Costs    Costs    Costs    Contingency  Costs      Costs        Costs        Costs    Cu. Feet Cu. Feet  Cu. Feet  Cu. Feet Cu. Feet  Wt., Lbs. Manhours    Manhours Period 1c Period-Dependent Costs 1c.4.1    Insurance                                              -        -          -            -          -        -        904            90      994        994            -            -        -        -        -          -        -          -          -            -
1c.4.2    Property taxes                                          -        -          -            -          -        -        964            96    1,060      1,060            -            -        -        -        -          -        -          -          -            -
1c.4.3    Health physics supplies                                -        222        -            -          -        -        -              56      278        278            -            -        -        -        -          -        -          -          -            -
1c.4.4    Heavy equipment rental                                  -        190        -            -          -        -        -              28      218        218            -            -        -        -        -          -        -          -          -            -
1c.4.5    Disposal of DAW generated                              -        -              3          1        -          8    -              2      14          14          -            -        -        144      -          -        -        2,884          5          -
1c.4.6    Plant energy budget                                    -        -          -            -          -        -        377            57      434        434            -            -        -        -        -          -        -          -          -            -
1c.4.7    NRC Fees                                                -        -          -            -          -        -        163            16      179        179            -            -        -        -        -          -        -          -          -            -
1c.4.8    Emergency Planning Fees                                -        -          -            -          -        -        386            39      425        -              425          -        -        -        -          -        -          -          -            -
1c.4.9    Spent Fuel Pool O&M                                    -        -          -            -          -        -        213            32      245        -              245          -        -        -        -          -        -          -          -            -
1c.4.10    ISFSI Operating Costs                                  -        -          -            -          -        -          28            4      32        -              32          -        -        -        -          -        -          -          -            -
1c.4.11    Corporate A&G Cost                                      -        -          -            -          -        -        875          131    1,007      1,007            -            -        -        -        -          -        -          -          -            -
1c.4.12    Security Staff Cost                                    -        -          -            -          -        -      2,024          304    2,327      2,327            -            -        -        -        -          -        -          -          -          49,806 1c.4.13    Utility Staff Cost                                      -        -          -            -          -        -      6,385          958    7,343      7,343            -            -        -        -        -          -        -          -          -          90,175 1c.4      Subtotal Period 1c Period-Dependent Costs              -        412            3          1        -          8  12,319        1,813  14,556      13,854            702          -        -        144      -          -        -        2,884          5      139,981 1c.0      TOTAL PERIOD 1c COST                                    236      959        158          362          -        627  17,193        3,079  22,613      17,231          5,382          -        -      1,598      -          -        -      90,125    13,229      140,565 PERIOD 1 TOTALS                                                13,287    3,529        349          737          -      1,346  120,273        23,978  163,499    144,299        19,201          -        -      4,841      -          -        -    213,340    144,759      871,796 PERIOD 2a - SAFSTOR Dormancy with Wet Spent Fuel Storage Period 2a Direct Decommissioning Activities 2a.1.1    Quarterly Inspection                                                                                                                              a 2a.1.2    Semi-annual environmental survey                                                                                                                  a 2a.1.3    Prepare reports                                                                                                                                  a 2a.1.4    Bituminous roof replacement                            -        -          -            -          -        -        502            75      577        577            -            -        -        -        -          -        -          -          -            -
2a.1.5    Maintenance supplies                                    -        -          -            -          -        -        418          105      523        523            -            -        -        -        -          -        -          -          -            -
2a.1      Subtotal Period 2a Activity Costs                      -        -          -            -          -        -        920          180    1,100      1,100            -            -        -        -        -          -        -          -          -            -
Period 2a Collateral Costs 2a.3.1    Spent Fuel Capital and Transfer                        -        -          -            -          -        -    51,767        7,765  59,532        -          59,532          -        -        -        -          -        -          -          -            -
2a.3      Subtotal Period 2a Collateral Costs                    -        -          -            -          -        -    51,767        7,765  59,532        -          59,532          -        -        -        -          -        -          -          -            -
Period 2a Period-Dependent Costs 2a.4.1    Insurance                                              -        -          -            -          -        -      2,496          250    2,745      2,745            -            -        -        -        -          -        -          -          -            -
2a.4.2    Property taxes                                          -        -          -            -          -        -      2,454          245    2,700      2,700            -            -        -        -        -          -        -          -          -            -
2a.4.3    Health physics supplies                                -        790        -            -          -        -        -            198      988        988            -            -        -        -        -          -        -          -          -            -
2a.4.4    Disposal of DAW generated                              -        -            15          5        -          42    -              13      75          75          -            -        -        753      -          -        -      15,069          25          -
2a.4.5    Plant energy budget                                    -        -          -            -          -        -        898          135    1,032      1,032            -            -        -        -        -          -        -          -          -            -
2a.4.6    NRC Fees                                                -        -          -            -          -        -        731            73      804        804            -            -        -        -        -          -        -          -          -            -
2a.4.7    Emergency Planning Fees                                -        -          -            -          -        -      4,595          460    5,055        -            5,055          -        -        -        -          -        -          -          -            -
2a.4.8    Spent Fuel Pool O&M                                    -        -          -            -          -        -      2,534          380    2,914        -            2,914          -        -        -        -          -        -          -          -            -
2a.4.9    ISFSI Operating Costs                                  -        -          -            -          -        -        336            50      386        -              386          -        -        -        -          -        -          -          -            -
2a.4.10    Corporate A&G Cost                                      -        -          -            -          -        -    10,417        1,563  11,980      11,980            -            -        -        -        -          -        -          -          -            -
2a.4.11    Security Staff Cost                                    -        -          -            -          -        -    20,963        3,144  24,107      14,055        10,053          -        -        -        -          -        -          -          -        505,440 2a.4.12    Utility Staff Cost                                      -        -          -            -          -        -    27,822        4,173  31,995      28,539          3,455          -        -        -        -          -        -          -          -        355,680 2a.4      Subtotal Period 2a Period-Dependent Costs              -        790          15          5        -          42  73,245        10,683  84,780      62,918        21,863          -        -        753      -          -        -      15,069          25      861,120 2a.0      TOTAL PERIOD 2a COST                                    -        790          15          5        -          42 125,933        18,628  145,413      64,018        81,395          -        -        753      -          -        -      15,069          25      861,120 PERIOD 2b - SAFSTOR Dormancy with Dry Spent Fuel Storage Period 2b Direct Decommissioning Activities 2b.1.1    Quarterly Inspection                                                                                                                              a 2b.1.2    Semi-annual environmental survey                                                                                                                  a 2b.1.3    Prepare reports                                                                                                                                  a 2b.1.4    Bituminous roof replacement                            -        -          -            -          -        -      6,077          911    6,988      6,988            -            -        -        -        -          -        -          -          -            -
2b.1.5    Maintenance supplies                                    -        -          -            -          -        -      5,063        1,266    6,328      6,328            -            -        -        -        -          -        -          -          -            -
2b.1      Subtotal Period 2b Activity Costs                      -        -          -            -          -        -    11,139        2,177  13,316      13,316            -            -        -        -        -          -        -          -          -            -
Period 2b Collateral Costs 2b.3.1    Spent Fuel Capital and Transfer                        -        -          -            -          -        -    19,902        2,985  22,887        -          22,887          -        -        -        -          -        -          -          -            -
2b.3      Subtotal Period 2b Collateral Costs                    -        -          -            -          -        -    19,902        2,985  22,887        -          22,887          -        -        -        -          -        -          -          -            -
TLG Services, LLC
 
Perry Nuclear Power Plant                                                                                                                                                                                                                                      Document E22-1785-001, Rev. 1 Decommissioning Cost Analysis                                                                                                                                                                                                                                      Appendix D, Page 5 of 12 Table D Perry Nuclear Power Plant SAFSTOR Decommissioning Cost Estimate (Thousands of 2020 Dollars)
Costs run: Thu, Dec 17, 2020 at 14:21:57                                            Off-Site  LLRW                                      NRC      Spent Fuel      Site      Processed            Burial Volumes              Burial /              Utility and Activity                  DECCER Version 2016.08.16d          Decon  Removal  Packaging    Transport    Processing Disposal  Other      Total    Total  Lic. Term. Management    Restoration    Volume  Class A  Class B    Class C  GTCC    Processed    Craft      Contractor Index                        Activity Description            Cost    Cost      Costs        Costs        Costs    Costs    Costs    Contingency  Costs    Costs        Costs        Costs      Cu. Feet Cu. Feet  Cu. Feet  Cu. Feet Cu. Feet  Wt., Lbs. Manhours    Manhours Period 2b Period-Dependent Costs 2b.4.1    Insurance                                                -      -          -            -            -        -    30,213        3,021  33,234      33,234          -            -          -        -        -          -        -          -          -            -
2b.4.2    Property taxes                                          -      -          -            -            -        -    18,146        1,815  19,960      19,960          -            -          -        -        -          -        -          -          -            -
2b.4.3    Health physics supplies                                  -    4,693        -            -            -        -        -          1,173  5,867      5,867          -            -          -        -        -          -        -          -          -            -
2b.4.4    Disposal of DAW generated                                -      -            88          32        -      247      -              75    441        441          -            -          -      4,451      -          -        -      89,021      145            -
2b.4.5    Plant energy budget                                      -      -          -            -            -        -      5,434          815  6,249      6,249          -            -          -        -        -          -        -          -          -            -
2b.4.6    NRC Fees                                                -      -          -            -            -        -      8,260          826  9,086      9,086          -            -          -        -        -          -        -          -          -            -
2b.4.7    Emergency Planning Fees                                  -      -          -            -            -        -    20,342        2,034  22,377        -          22,377          -          -        -        -          -        -          -          -            -
2b.4.8    ISFSI Operating Costs                                    -      -          -            -            -        -      4,065          610  4,674        -          4,674          -          -        -        -          -        -          -          -            -
2b.4.9    Corporate A&G Cost                                      -      -          -            -            -        -      5,044          757  5,801      5,801          -            -          -        -        -          -        -          -          -            -
2b.4.10    Security Staff Cost                                      -      -          -            -            -        -    105,702        15,855 121,557        -        121,557          -          -        -        -          -        -          -          -      1,963,919 2b.4.11    Utility Staff Cost                                      -      -          -            -            -        -    161,065        24,160 185,225    143,549        41,676          -          -        -        -          -        -          -          -      1,963,919 2b.4      Subtotal Period 2b Period-Dependent Costs                -    4,693          88            32        -      247  358,270        51,141 414,471    224,188      190,283          -          -      4,451      -          -        -      89,021      145      3,927,838 2b.0      TOTAL PERIOD 2b COST                                    -    4,693          88            32        -      247  389,311        56,303 450,674    237,504      213,171          -          -      4,451      -          -        -      89,021      145      3,927,838 PERIOD 2c - SAFSTOR Dormancy without Spent Fuel Storage Period 2c Direct Decommissioning Activities 2c.1.1    Quarterly Inspection                                                                                                                            a 2c.1.2    Semi-annual environmental survey                                                                                                                a 2c.1.3    Prepare reports                                                                                                                                  a 2c.1.4    Bituminous roof replacement                              -      -          -            -            -        -      2,253          338  2,591      2,591          -            -          -        -        -          -        -          -          -            -
2c.1.5    Maintenance supplies                                    -      -          -            -            -        -      1,877          469  2,347      2,347          -            -          -        -        -          -        -          -          -            -
2c.1      Subtotal Period 2c Activity Costs                        -      -          -            -            -        -      4,130          807  4,938      4,938          -            -          -        -        -          -        -          -          -            -
Period 2c Period-Dependent Costs 2c.4.1    Insurance                                                -      -          -            -            -        -      6,826          683  7,508      7,508          -            -          -        -        -          -        -          -          -            -
2c.4.2    Property taxes                                          -      -          -            -            -        -      6,728          673  7,401      7,401          -            -          -        -        -          -        -          -          -            -
2c.4.3    Health physics supplies                                  -    1,513        -            -            -        -        -            378  1,891      1,891          -            -          -        -        -          -        -          -          -            -
2c.4.4    Disposal of DAW generated                                -      -            27          10        -          76    -              23    136        136          -            -          -      1,371      -          -        -      27,413          45          -
2c.4.5    Plant energy budget                                      -      -          -            -            -        -      2,015          302  2,317      2,317          -            -          -        -        -          -        -          -          -            -
2c.4.6    NRC Fees                                                -      -          -            -            -        -      2,763          276  3,039      3,039          -            -          -        -        -          -        -          -          -            -
2c.4.7    Corporate A&G Cost                                      -      -          -            -            -        -      1,870          281  2,151      2,151          -            -          -        -        -          -        -          -          -            -
2c.4.8    Security Staff Cost                                      -      -          -            -            -        -    23,703        3,555  27,258      27,258          -            -          -        -        -          -        -          -          -        420,132 2c.4.9    Utility Staff Cost                                      -      -          -            -            -        -    15,989        2,398  18,388      18,388          -            -          -        -        -          -        -          -          -        245,077 2c.4      Subtotal Period 2c Period-Dependent Costs                -    1,513          27            10        -          76  59,894        8,570  70,089      70,089          -            -          -      1,371      -          -        -      27,413          45      665,208 2c.0      TOTAL PERIOD 2c COST                                    -    1,513          27            10        -          76  64,024        9,377  75,027      75,027          -            -          -      1,371      -          -        -      27,413          45      665,208 PERIOD 2 TOTALS                                                    -    6,997        129            47        -      364  579,268        84,309 671,114    376,548      294,566          -          -      6,575      -          -        -    131,503        214      5,454,166 PERIOD 3a - Reactivate Site Following SAFSTOR Dormancy Period 3a Direct Decommissioning Activities 3a.1.1    Prepare preliminary decommissioning cost                -      -          -            -            -        -        160            24    184        184          -            -          -        -        -          -        -          -          -          1,300 3a.1.2    Review plant dwgs & specs.                              -      -          -            -            -        -        565            85    650        650          -            -          -        -        -          -        -          -          -          4,600 3a.1.3    Perform detailed rad survey                                                                                                                      a 3a.1.4    End product description                                  -      -          -            -            -        -        123            18    141        141          -            -          -        -        -          -        -          -          -          1,000 3a.1.5    Detailed by-product inventory                            -      -          -            -            -        -        160            24    184        184          -            -          -        -        -          -        -          -          -          1,300 3a.1.6    Define major work sequence                              -      -          -            -            -        -        922          138  1,060      1,060          -            -          -        -        -          -        -          -          -          7,500 3a.1.7    Perform SER and EA                                      -      -          -            -            -        -        381            57    438        438          -            -          -        -        -          -        -          -          -          3,100 3a.1.8    Prepare/submit Defueled Technical Specifications        -      -          -            -            -        -        922          138  1,060      1,060          -            -          -        -        -          -        -          -          -          7,500 3a.1.9    Perform Site-Specific Cost Study                        -      -          -            -            -        -        615            92    707        707          -            -          -        -        -          -        -          -          -          5,000 3a.1.10    Prepare/submit Irradiated Fuel Management Plan          -      -          -            -            -        -        123            18    141        141          -            -          -        -        -          -        -          -          -          1,000 Activity Specifications 3a.1.11.1 Re-activate plant & temporary facilities                  -      -          -            -            -        -        906          136  1,042        938          -            104        -        -        -          -        -          -          -          7,370 3a.1.11.2 Plant systems                                            -      -          -            -            -        -        512            77    589        530          -              59        -        -        -          -        -          -          -          4,167 3a.1.11.3 Reactor internals                                        -      -          -            -            -        -        873          131  1,004      1,004          -            -          -        -        -          -        -          -          -          7,100 3a.1.11.4 Reactor vessel                                            -      -          -            -            -        -        799          120    919        919          -            -          -        -        -          -        -          -          -          6,500 3a.1.11.5 Sacrificial shield                                        -      -          -            -            -        -          61            9      71          71          -            -          -        -        -          -        -          -          -            500 3a.1.11.6 Moisture separators/reheaters                            -      -          -            -            -        -        123            18    141        141          -            -          -        -        -          -        -          -          -          1,000 3a.1.11.7 Reinforced concrete                                      -      -          -            -            -        -        197            30    226        113          -            113        -        -        -          -        -          -          -          1,600 3a.1.11.8 Main Turbine                                              -      -          -            -            -        -        257            39    295        295          -            -          -        -        -          -        -          -          -          2,088 3a.1.11.9 Main Condensers                                          -      -          -            -            -        -        257            39    295        295          -            -          -        -        -          -        -          -          -          2,088 3a.1.11.10 Pressure suppression structure                          -      -          -            -            -        -        246            37    283        283          -            -          -        -        -          -        -          -          -          2,000 3a.1.11.11 Drywell                                                  -      -          -            -            -        -        197            30    226        226          -            -          -        -        -          -        -          -          -          1,600 TLG Services, LLC
 
Perry Nuclear Power Plant                                                                                                                                                                                                                                    Document E22-1785-001, Rev. 1 Decommissioning Cost Analysis                                                                                                                                                                                                                                    Appendix D, Page 6 of 12 Table D Perry Nuclear Power Plant SAFSTOR Decommissioning Cost Estimate (Thousands of 2020 Dollars)
Costs run: Thu, Dec 17, 2020 at 14:21:57                                              Off-Site  LLRW                                      NRC      Spent Fuel    Site      Processed            Burial Volumes              Burial /              Utility and Activity                  DECCER Version 2016.08.16d        Decon    Removal  Packaging    Transport  Processing Disposal  Other      Total    Total  Lic. Term. Management  Restoration    Volume  Class A  Class B    Class C  GTCC    Processed    Craft      Contractor Index                          Activity Description          Cost      Cost      Costs        Costs      Costs    Costs    Costs    Contingency  Costs    Costs        Costs      Costs      Cu. Feet Cu. Feet Cu. Feet  Cu. Feet Cu. Feet  Wt., Lbs. Manhours    Manhours Activity Specifications (continued) 3a.1.11.12 Plant structures & buildings                            -        -          -            -          -        -        384            58    441        221          -          221        -        -        -          -        -          -          -          3,120 3a.1.11.13 Waste management                                        -        -          -            -          -        -        565            85    650        650          -          -          -        -        -          -        -          -          -          4,600 3a.1.11.14 Facility & site closeout                                -        -          -            -          -        -        111            17    127          64          -            64        -        -        -          -        -          -          -              900 3a.1.11    Total                                                    -        -          -            -          -        -      5,487          823  6,310      5,749          -          560        -        -        -          -        -          -          -          44,633 Planning & Site Preparations 3a.1.12    Prepare dismantling sequence                            -        -          -            -          -        -        295            44    339        339          -          -          -        -        -          -        -          -          -          2,400 3a.1.13    Plant prep. & temp. svces                                -        -          -            -          -        -      3,500          525  4,025      4,025          -          -          -        -        -          -        -          -          -              -
3a.1.14    Design water clean-up system                            -        -          -            -          -        -        172            26    198        198          -          -          -        -        -          -        -          -          -          1,400 3a.1.15    Rigging/Cont. Cntrl Envlps/tooling/etc.                  -        -          -            -          -        -      2,400          360  2,760      2,760          -          -          -        -        -          -        -          -          -              -
3a.1.16    Procure casks/liners & containers                        -        -          -            -          -        -        151            23    174        174          -          -          -        -        -          -        -          -          -          1,230 3a.1      Subtotal Period 3a Activity Costs                        -        -          -            -          -        -    15,976        2,396  18,372      17,812          -          560        -        -        -          -        -          -          -          81,963 Period 3a Additional Costs 3a.2.1    Site Characterization                                    -        -          -            -          -        -      5,300        1,590  6,889      6,889          -          -          -        -        -          -        -          -      26,390          9,772 3a.2      Subtotal Period 3a Additional Costs                      -        -          -            -          -        -      5,300        1,590  6,889      6,889          -          -          -        -        -          -        -          -      26,390          9,772 Period 3a Period-Dependent Costs 3a.4.1    Insurance                                                -        -          -            -          -        -        507            51    558        558          -          -          -        -        -          -        -          -          -              -
3a.4.2    Property taxes                                          -        -          -            -          -        -        499            50    549        549          -          -          -        -        -          -        -          -          -              -
3a.4.3    Health physics supplies                                  -        537        -            -          -        -        -            134    671        671          -          -          -        -        -          -        -          -          -              -
3a.4.4    Heavy equipment rental                                  -        753        -            -          -        -        -            113    866        866          -          -          -        -        -          -        -          -          -              -
3a.4.5    Disposal of DAW generated                                -        -            10          4        -          28    -              9      51          51          -          -          -      514      -          -        -      10,287          17          -
3a.4.6    Plant energy budget                                      -        -          -            -          -        -      1,496          224  1,721      1,721          -          -          -        -        -          -        -          -          -              -
3a.4.7    NRC Fees                                                -        -          -            -          -        -        335            33    368        368          -          -          -        -        -          -        -          -          -              -
3a.4.8    Corporate A&G Cost                                      -        -          -            -          -        -      2,083          313  2,396      2,396          -          -          -        -        -          -        -          -          -              -
3a.4.9    Security Staff Cost                                      -        -          -            -          -        -      2,362          354  2,717      2,717          -          -          -        -        -          -        -          -          -          65,000 3a.4.10    Utility Staff Cost                                      -        -          -            -          -        -    17,263        2,589  19,853      19,853          -          -          -        -        -          -        -          -          -        257,920 3a.4      Subtotal Period 3a Period-Dependent Costs                -      1,289          10          4        -          28  24,546        3,871  29,748      29,748          -          -          -      514      -          -        -      10,287          17      322,920 3a.0      TOTAL PERIOD 3a COST                                    -      1,289          10          4        -          28  45,821        7,857  55,010      54,449          -          560        -      514      -          -        -      10,287    26,407        414,655 PERIOD 3b - Decommissioning Preparations Period 3b Direct Decommissioning Activities Detailed Work Procedures 3b.1.1.1  Plant systems                                            -        -          -            -          -        -        582            87    669        602          -            67        -        -        -          -        -          -          -          4,733 3b.1.1.2  Reactor internals                                        -        -          -            -          -        -        492            74    565        565          -          -          -        -        -          -        -          -          -          4,000 3b.1.1.3  Remaining buildings                                      -        -          -            -          -        -        166            25    191          48          -          143        -        -        -          -        -          -          -          1,350 3b.1.1.4  CRD housings & NIs                                      -        -          -            -          -        -        123            18    141        141          -          -          -        -        -          -        -          -          -          1,000 3b.1.1.5  Incore instrumentation                                  -        -          -            -          -        -        123            18    141        141          -          -          -        -        -          -        -          -          -          1,000 3b.1.1.6  Removal primary containment                              -        -          -            -          -        -        246            37    283        283          -          -          -        -        -          -        -          -          -          2,000 3b.1.1.7  Reactor vessel                                          -        -          -            -          -        -        446            67    513        513          -          -          -        -        -          -        -          -          -          3,630 3b.1.1.8  Facility closeout                                        -        -          -            -          -        -        148            22    170          85          -            85        -        -        -          -        -          -          -          1,200 3b.1.1.9  Sacrificial shield                                      -        -          -            -          -        -        148            22    170        170          -          -          -        -        -          -        -          -          -          1,200 3b.1.1.10 Reinforced concrete                                      -        -          -            -          -        -        123            18    141          71          -            71        -        -        -          -        -          -          -          1,000 3b.1.1.11 Main Turbine                                              -        -          -            -          -        -        256            38    294        294          -          -          -        -        -          -        -          -          -          2,080 3b.1.1.12 Main Condensers                                          -        -          -            -          -        -        257            39    295        295          -          -          -        -        -          -        -          -          -          2,088 3b.1.1.13 Moisture separators & reheaters                          -        -          -            -          -        -        246            37    283        283          -          -          -        -        -          -        -          -          -          2,000 3b.1.1.14 Radwaste building                                        -        -          -            -          -        -        336            50    386        347          -            39        -        -        -          -        -          -          -          2,730 3b.1.1.15 Reactor building                                          -        -          -            -          -        -        336            50    386        347          -            39        -        -        -          -        -          -          -          2,730 3b.1.1    Total                                                    -        -          -            -          -        -      4,025          604  4,629      4,186          -          443        -        -        -          -        -          -          -          32,741 3b.1      Subtotal Period 3b Activity Costs                        -        -          -            -          -        -      4,025          604  4,629      4,186          -          443        -        -        -          -        -          -          -          32,741 Period 3b Collateral Costs 3b.3.1    Decon equipment                                        1,055      -          -            -          -        -        -            158  1,213      1,213          -          -          -        -        -          -        -          -          -              -
3b.3.2    DOC staff relocation expenses                            -        -          -            -          -        -      1,373          206  1,579      1,579          -          -          -        -        -          -        -          -          -              -
3b.3.3    Pipe cutting equipment                                  -      1,200        -            -          -        -        -            180  1,380      1,380          -          -          -        -        -          -        -          -          -              -
3b.3      Subtotal Period 3b Collateral Costs                    1,055    1,200        -            -          -        -      1,373          544  4,172      4,172          -          -          -        -        -          -        -          -          -              -
TLG Services, LLC
 
Perry Nuclear Power Plant                                                                                                                                                                                                                                                Document E22-1785-001, Rev. 1 Decommissioning Cost Analysis                                                                                                                                                                                                                                                Appendix D, Page 7 of 12 Table D Perry Nuclear Power Plant SAFSTOR Decommissioning Cost Estimate (Thousands of 2020 Dollars)
Costs run: Thu, Dec 17, 2020 at 14:21:57                                                Off-Site    LLRW                                        NRC        Spent Fuel    Site      Processed                Burial Volumes              Burial /              Utility and Activity                  DECCER Version 2016.08.16d        Decon    Removal    Packaging    Transport    Processing  Disposal  Other      Total    Total    Lic. Term. Management  Restoration    Volume      Class A  Class B    Class C  GTCC    Processed    Craft      Contractor Index                        Activity Description            Cost      Cost      Costs        Costs        Costs      Costs    Costs    Contingency  Costs      Costs        Costs      Costs        Cu. Feet    Cu. Feet  Cu. Feet  Cu. Feet Cu. Feet  Wt., Lbs. Manhours    Manhours Period 3b Period-Dependent Costs 3b.4.1    Decon supplies                                          37      -            -            -            -          -        -              9      47          47          -          -            -          -        -          -        -          -          -              -
3b.4.2    Insurance                                              -        -            -            -            -          -        410            41      451        451            -          -            -          -        -          -        -          -          -              -
3b.4.3    Property taxes                                          -        -            -            -            -          -        247            25      271        271            -          -            -          -        -          -        -          -          -              -
3b.4.4    Health physics supplies                                -        292          -            -            -          -        -              73      365        365            -          -            -          -        -          -        -          -          -              -
3b.4.5    Heavy equipment rental                                  -        371          -            -            -          -        -              56      427        427            -          -            -          -        -          -        -          -          -              -
3b.4.6    Disposal of DAW generated                              -        -              6            2        -            16    -              5      28          28          -          -            -          287      -          -        -        5,738          9          -
3b.4.7    Plant energy budget                                    -        -            -            -            -          -        738          111      849        849            -          -            -          -        -          -        -          -          -              -
3b.4.8    NRC Fees                                                -        -            -            -            -          -        165            16      181        181            -          -            -          -        -          -        -          -          -              -
3b.4.9    Corporate A&G Cost                                      -        -            -            -            -          -      1,370          205    1,575      1,575            -          -            -          -        -          -        -          -          -              -
3b.4.10    Security Staff Cost                                    -        -            -            -            -          -      1,165          175    1,340      1,340            -          -            -          -        -          -        -          -          -          32,055 3b.4.11    DOC Staff Cost                                          -        -            -            -            -          -      5,088          763    5,852      5,852            -          -            -          -        -          -        -          -          -          57,442 3b.4.12    Utility Staff Cost                                      -        -            -            -            -          -      8,513        1,277    9,790      9,790            -          -            -          -        -          -        -          -          -        127,193 3b.4      Subtotal Period 3b Period-Dependent Costs                37      663            6            2        -            16  17,696        2,756  21,176      21,176            -          -            -          287      -          -        -        5,738          9      216,690 3b.0      TOTAL PERIOD 3b COST                                  1,092    1,863            6            2        -            16  23,094        3,904  29,976      29,534            -          443          -          287      -          -        -        5,738          9      249,431 PERIOD 3 TOTALS                                                  1,092    3,152            16            6        -            44  68,915        11,761  84,986      83,983            -        1,003          -          801      -          -        -        16,026    26,416        664,086 PERIOD 4a - Large Component Removal Period 4a Direct Decommissioning Activities Nuclear Steam Supply System Removal 4a.1.1.1  Recirculation System Piping & Valves                    29      123            32          43        151        236      -            137      751        751            -          -            819        867      -          -        -      115,034      2,217            -
4a.1.1.2  Recirculation Pumps & Motors                            10        52          15          50        320        374      -            169      991        991            -          -          1,037        863      -          -        -      211,420      1,077            -
4a.1.1.3  CRDMs & NIs Removal                                      55    1,111        594          196          -        1,205      -            696    3,858      3,858            -          -            -        4,951      -          -        -      309,100    17,627            -
4a.1.1.4  Reactor Vessel Internals                                110    6,534      6,882        1,219          -      24,849      314        19,452  59,360      59,360            -          -            -        2,955    2,128      337      -      423,038    25,565          1,181 4a.1.1.5  Vessel & Internals GTCC Disposal                        -        -            -            -            -        6,898      -          1,035    7,933      7,933            -          -            -          -        -          -      1,868    365,766        -              -
4a.1.1.6  Reactor Vessel                                            5    9,565      2,408        1,915          -        9,529      314        13,069  36,804      36,804            -          -            -      29,671        -          -        -    1,865,177    25,565          1,181 4a.1.1    Totals                                                  210    17,386      9,931        3,422          471    43,092      629        34,556  109,697    109,697            -          -          1,856    39,306      2,128      337    1,868  3,289,534    72,051          2,362 Removal of Major Equipment 4a.1.2    Main Turbine/Generator                                  -        611      2,788          759        9,226        -        -          1,929  15,313      15,313            -          -        55,509        -        -          -        -    3,330,546      9,345            -
4a.1.3    Main Condensers                                        -      3,239      1,706          630        10,815        -        -          2,697  19,087      19,087            -          -        86,763        -        -          -        -    3,904,330    49,555            -
Cascading Costs from Clean Building Demolition 4a.1.4.1
* Reactor                                              -        446          -            -            -          -        -              67      513        513            -          -            -          -        -          -        -          -        4,282            -
4a.1.4.2  Auxiliary                                              -        130          -            -            -          -        -              20      150        150            -          -            -          -        -          -        -          -          691            -
4a.1.4.3  Intermediate                                            -        128          -            -            -          -        -              19      148        148            -          -            -          -        -          -        -          -          678            -
4a.1.4.4  Radwaste                                                -        107          -            -            -          -        -              16      123        123            -          -            -          -        -          -        -          -          570            -
4a.1.4.5  Fuel Handling                                          -          77        -            -            -          -        -              12      88          88          -          -            -          -        -          -        -          -          408            -
4a.1.4    Totals                                                  -        888          -            -            -          -        -            133    1,022      1,022            -          -            -          -        -          -        -          -        6,629            -
Disposal of Plant Systems 4a.1.5.1  C41) Standby Liquid Control                            -          76            1            3          58      -        -              28      167        167            -          -            519        -        -          -        -        21,069      1,001            -
4a.1.5.2  E15) Containment Spray                                  -        164            3            9        161        -        -              67      404        404            -          -          1,434        -        -          -        -        58,251      2,224            -
4a.1.5.3  E61) Integrated Leak Rate Test                          -          56            1            3          50      -        -              22      132        132            -          -            445        -        -          -        -        18,074        739            -
4a.1.5.4  M25) Control Room HVAC                                  -        209            5          17        295        -        -            100      626        626            -          -          2,619        -        -          -        -      106,377      2,726            -
4a.1.5.5  M28) Emerg Pump Area Cooling                            -          20            0            1          23      -        -              9      54          54          -          -            204        -        -          -        -        8,305        272            -
4a.1.5.6  M35) Turbine Bldg Ventilation                          -        116            11          13          67        88    -              64      359        359            -          -            593        347      -          -        -        46,599      1,750            -
4a.1.5.7  M43) Diesel Gen Bldg Ventilation                        -          11        -            -            -          -        -              2      12        -              -            12        -          -        -          -        -          -          170            -
4a.1.5.8  M45) Circ Water Pumphouse Vent                          -            5        -            -            -          -        -              1        5        -              -              5        -          -        -          -        -          -            73          -
4a.1.5.9  M46) Miscellaneous Ventilation                          -          13        -            -            -          -        -              2      15        -              -            15        -          -        -          -        -          -          204            -
4a.1.5.10 N21) Condensate                                          -      2,618        272          524        4,882      2,204      -          2,044  12,544      12,544            -          -        43,403      8,852      -          -        -    2,327,660    38,943            -
4a.1.5.11 N22) Main Reheat Extraction & Misc Dra                  -        363            29          38        185        253      -            190    1,059      1,059            -          -          1,643      1,006      -          -        -      131,582      4,869            -
4a.1.5.12 N25) High Press Heater Drains & Vents                    -      1,342        208          356        1,980      2,214      -          1,260    7,361      7,361            -          -        17,603      8,920      -          -        -    1,282,470    19,859            -
4a.1.5.13 N26) Low Press Heater Drains & Vents                    -        321            37          49        194        344      -            206    1,151      1,151            -          -          1,723      1,372      -          -        -      158,136      4,677            -
4a.1.5.14 N27) Feedwater                                          -      1,224        163          317        2,811      1,411      -          1,144    7,070      7,070            -          -        24,988      5,677      -          -        -    1,376,469    18,388            -
4a.1.5.15 N31) Turbine Control (EHC)                              -        119            1            3          57      -        -              39      219        219            -          -            505        -        -          -        -        20,490      1,479            -
4a.1.5.16 N33) Steam Seal                                          -        328            19          62      1,058        -        -            252    1,719      1,719            -          -          9,408        -        -          -        -      382,046      4,638            -
4a.1.5.17 N34) Main Turbine Lube Oil                              -        352            11          36        611        -        -            186    1,197      1,197            -          -          5,434        -        -          -        -      220,687      4,920            -
4a.1.5.18 N35) Hydrogen Supply - Clean                            -          37        -            -            -          -        -              6      43        -              -            43        -          -        -          -        -          -          593            -
4a.1.5.19 N35) Hydrogen Supply - RCA                              -          11            0            0            6      -        -              4      21          21          -          -              51      -        -          -        -        2,055        144            -
4a.1.5.20 N36) Extraction Steam                                    -        487            41          81        697        372      -            336    2,015      2,015            -          -          6,199      1,502      -          -        -      347,231      7,168            -
4a.1.5.21 N42) Generator Hydrogen Shaft Sealing                    -          91            3            9        152        -        -              47      302        302            -          -          1,348        -        -          -        -        54,747      1,328            -
4a.1.5.22 N43) Generator Stator Cooling                            -          89            3            8        141        -        -              45      285        285            -          -          1,251        -        -          -        -        50,796      1,238            -
4a.1.5.23 N61) Condenser                                          -        573            99        175        1,373        872      -            603    3,693      3,693            -          -        12,204      3,499      -          -        -      719,082      8,671            -
TLG Services, LLC
 
Perry Nuclear Power Plant                                                                                                                                                                                                                                                  Document E22-1785-001, Rev. 1 Decommissioning Cost Analysis                                                                                                                                                                                                                                                  Appendix D, Page 8 of 12 Table D Perry Nuclear Power Plant SAFSTOR Decommissioning Cost Estimate (Thousands of 2020 Dollars)
Costs run: Thu, Dec 17, 2020 at 14:21:57                                                Off-Site    LLRW                                        NRC        Spent Fuel    Site      Processed                Burial Volumes                Burial /              Utility and Activity                  DECCER Version 2016.08.16d        Decon    Removal    Packaging    Transport    Processing  Disposal  Other      Total    Total    Lic. Term. Management  Restoration    Volume      Class A    Class B    Class C    GTCC    Processed    Craft      Contractor Index                        Activity Description            Cost      Cost      Costs        Costs        Costs      Costs    Costs    Contingency  Costs      Costs        Costs      Costs        Cu. Feet    Cu. Feet  Cu. Feet  Cu. Feet  Cu. Feet  Wt., Lbs. Manhours    Manhours Disposal of Plant Systems (continued) 4a.1.5.24 N71) Circulating Water - Clean                          -        162          -            -            -          -        -              24      186        -              -          186          -          -          -          -          -          -        2,637            -
4a.1.5.25 N71) Circulating Water - RCA                            -        125            7          24        406        -        -              97      659        659            -          -          3,611        -          -          -          -      146,632      1,776            -
4a.1.5.26 N71A) Cond Cleaning (AMERTAP)                            -        106            27          44        187        303      -            140      807        807            -          -          1,661      1,222        -          -          -      145,226      1,601            -
4a.1.5.27 P11) Condensate Transfer & Storage                      -      1,102            62        123        1,173        502      -            602    3,563      3,563            -          -        10,427      2,018        -          -          -      552,056    16,056            -
4a.1.5.28 P12) Condensate Seal Water                              -        152            1            4          76      -        -              50      285        285            -          -            679        -          -          -          -        27,559      1,902            -
4a.1.5.29 P20) Makeup Water Pretreat                              -        274            5          17        297        -        -            116      709        709            -          -          2,639        -          -          -          -      107,153      3,634            -
4a.1.5.30 P21) Demineralizer                                      -      1,015            23          75      1,283        -        -            460    2,855      2,855            -          -        11,401        -          -          -          -      462,999    13,631            -
4a.1.5.31 P33) Turbine Plant Sampling                              -        362            29          25          55      204      -            156      831        831            -          -            491        797        -          -          -        72,174      5,079            -
4a.1.5.32 P42) Emergency Closed Cooling                            -        536            22          70      1,208        -        -            328    2,165      2,165            -          -        10,741        -          -          -          -      436,193      7,358            -
4a.1.5.33 P44) Turbine Bldg Closed Cooling                        -        416            25          80      1,381        -        -            326    2,229      2,229            -          -        12,280        -          -          -          -      498,677      5,707            -
4a.1.5.34 P45) Emergency Service Water - Clean                    -        233          -            -            -          -        -              35      268        -              -          268          -          -          -          -          -          -        3,823            -
4a.1.5.35 P45) Emergency Service Water - RCA                      -      2,218        118          375        6,433        -        -          1,587  10,731      10,731            -          -        57,186        -          -          -          -    2,322,369    31,616            -
4a.1.5.36 P46) Turbine Building Chilled Water                      -        282            16          52        887        -        -            213    1,450      1,450            -          -          7,886        -          -          -          -      320,253      3,952            -
4a.1.5.37 P61) Auxiliary Steam - Clean                            -          67        -            -            -          -        -              10      77        -              -            77        -          -          -          -          -          -        1,094            -
4a.1.5.38 P61) Auxiliary Steam - RCA                              -        346            15          49        845        -        -            222    1,478      1,478            -          -          7,510        -          -          -          -      305,001      4,774            -
4a.1.5.39 P81) Preop Chemical Cleaning                            -            8            0            2          27      -        -              6      43          43            -          -            238        -          -          -          -        9,671        116            -
4a.1.5.40 P83) Cooling Tower Acid Addition                        -          16        -            -            -          -        -              2      19        -              -            19        -          -          -          -          -          -          256            -
4a.1.5.41 P84) Cooling Tower Chlorination                          -          74        -            -            -          -        -              11      86        -              -            86        -          -          -          -          -          -        1,205            -
4a.1.5.42 P87) Post Accident Sampling                              -          16            1            1            6          6    -              7      37          37          -          -              54        25      -          -          -        3,847        243            -
4a.1.5.43 R43) Standby Diesel Generator                            -        298          -            -            -          -        -              45      343        -              -          343          -          -          -          -          -          -        4,754            -
4a.1.5    Totals                                                  -      16,436      1,260        2,648        29,065      8,772      -          11,093  69,275      68,221            -        1,053    258,377    35,237        -          -          -    12,741,940    237,286            -
4a.1.6    Scaffolding in support of decommissioning              -      3,435            53          24        310          54    -            928    4,804      4,804            -          -          2,483        219        -          -          -      125,645    55,743            -
4a.1      Subtotal Period 4a Activity Costs                      210    41,996      15,738        7,483        49,886    51,918      629        51,337  219,197    218,144            -        1,053    404,988    74,762      2,128      337      1,868  23,391,990    430,608          2,362 Period 4a Additional Costs 4a.2.1    Legacy Waste Control Blades                              94        54          90          71        -          544      -            399    1,251      1,251            -          -            -          -          -            56      -        8,643        667            -
4a.2      Subtotal Period 4a Additional Costs                      94        54          90          71        -          544      -            399    1,251      1,251            -          -            -          -          -            56      -        8,643        667            -
Period 4a Collateral Costs 4a.3.1    Process decommissioning water waste                      5      -              8          20        -            34    -              15      81          81          -          -            -            79      -          -          -        4,750          15          -
4a.3.3    Small tool allowance                                    -        507          -            -            -          -        -              76      583        525            -            58        -          -          -          -          -          -          -              -
4a.3      Subtotal Period 4a Collateral Costs                      5      507            8          20        -            34    -              91      665        606            -            58        -            79      -          -          -        4,750          15          -
Period 4a Period-Dependent Costs 4a.4.1    Decon supplies                                          91      -            -            -            -          -        -              23      114        114            -          -            -          -          -          -          -          -          -              -
4a.4.2    Insurance                                              -        -            -            -            -          -      1,003          100    1,103      1,103            -          -            -          -          -          -          -          -          -              -
4a.4.3    Property taxes                                          -        -            -            -            -          -        603            60      663        663            -          -            -          -          -          -          -          -          -              -
4a.4.4    Health physics supplies                                -      3,182          -            -            -          -        -            796    3,978      3,978            -          -            -          -          -          -          -          -          -              -
4a.4.5    Heavy equipment rental                                  -      3,017          -            -            -          -        -            452    3,469      3,469            -          -            -          -          -          -          -          -          -              -
4a.4.6    Disposal of DAW generated                              -        -          158            58        -          447      -            136      799        799            -          -            -        8,061        -          -          -      161,218        263            -
4a.4.7    Plant energy budget                                    -        -            -            -            -          -      1,714          257    1,971      1,971            -          -            -          -          -          -          -          -          -              -
4a.4.8    NRC Fees}}

Latest revision as of 10:01, 29 November 2024

Submittal of the Decommissioning Funding Status Reports for Beaver Valley Power Station, Unit Nos. 1 and 2, Davis-Besse Nuclear Power Station, and Perry Nuclear Power Plant
ML21088A295
Person / Time
Site: Beaver Valley, Davis Besse, Perry
Issue date: 03/29/2021
From: Benyak D
Energy Harbor Nuclear Corp
To:
Document Control Desk, Office of Nuclear Reactor Regulation
References
L-21-046
Download: ML21088A295 (442)
v • d • e


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