Caroline County SolarOpportunities, Challenges, and Best Practices

May 25, 2017

2

Agenda

INTRODUCTION

Open Road Renewables

PART 1: Solar Farms 101

PART 2: Caroline County Solar Market

PART 3:  Solar Development Best Practices

RESOURCES

3

Open Road Renewables

Greenfield developer of utility‐scale solar generation projects active in MD for >7 years

Chair of the Utility Scale Solar Energy Coalition of Maryland, Board member of the Mid‐Atlantic Renewable Energy Coalition, and active in MDV‐SEIA

Principals formerly with:

Pioneer Green Energy (developed 1,500 MW of operating/under construction wind and solar)

SunEdison (developed 18 operating solar projects)   

Extensive development experience in large‐scale solar: 

Great Bay Solar (150 MW) in MD owned by Algonquin → under construction

Nixon Solar (6 MW) in MD owned by SunEdison → operating

Wildwood (40 MW), Rio Bravo (40MW) & Pumpjack (20MW) in CA owned by Duke Energy →  operating 

Primarily focused on PJM; typical project size 50‐150MW; targeting 2019‐20 COD  

Active in Maryland solar market for > 7 years  and developing in Caroline County > 2 years

PART ISolar Farms 101

5

Photovoltaics

PV:  cells →modules → panels →  arrays 

Non‐thermal/non‐combustion

Photons from sunlight strike  semiconducting material & excite electrons to generate current

panelarray

6

Utility‐scale Solar: Components Panels 

Crystalline (lower cost)

Thin‐film (higher production) 

Racks (Fixed or Tracking)

No foundations→ piles or screws

Sufficient depth (4‐8 feet feet) to overcome wind loading

8‐12 feet high (high end of module)

Fixed‐tilt (south‐facing) Uses less land

Lower cost

Single‐axis trackers (rotate east‐to‐west) Higher production

7

Utility‐scale Solar: Components, con’t Medium‐voltage transformers

Medium‐voltage collection lines 34.5kV

2‐3 feet below grade 

Inverters (convert DC to AC) Central: 1 inverter per 2+ MW; concrete block 

foundations

String: small; incorporated into racking 

8

Utility‐scale Solar: Components, con’t Fences

Blocks of panels fenced and locked for security and safety

Typically 6‐8‐ft, chain‐link topped w/barbed wire

Access roads ‐ aggregate

Pyranometer station ‐ usually 15 x 15 ft

Measures solar & other weather data

Project switchyard

Step‐up transformer increases voltage from 34.5kv to transmission voltage

9

Utility‐scale Solar: Land

Previously disturbed (minimizes wildlife and habitat concerns)

Flat (<3% is ideal; >9% is challenging) 

Level or sloped slightly to south

Dry (ease of construction; protect equipment; avoid flooding, wetlands and wildlife)

Clear (no shading of panels; avoid complexity and cost of clearing; aesthetics)

Good soil (ample soil before bedrock; few rocks; good resistivity)

Large farm fields typically are excellent candidates for solar

1 large block or adjacent/nearby blocks separately connected to switchyard

10

Utility‐scale Solar: Land, con’t

3‐4 acres/MWac for fixed; 6‐8 acres/MWac for tracking  300‐800 acres for 100 MW

Tracking uses more land than fixed‐tilt, but generates cheaper power

Better land characteristics = less land use

Orientation: Fixed tilt → rows run east‐to‐west

Tracking → rows run north‐to‐south  

Space between rows: (12‐18  feet) Enough to minimize panels shading each 

other

Access for replacements, repairs and maintenance

Access for mowing 

Within a block of panels, more of surface is open than occupied 

Blocks of panels are connected to each other or switchyard by buried collection lines

11

Utility‐scale Solar: Operational ImpactsType of Impact  Impact Details

Fuel Spills None Sun only; no pipelines

Air Pollutants None No combustion (except vehicles)

Water Usage Minimal Panels are cleaned 2‐3x/year to eliminate “soiling” that reduces production (possibly no cleaning in rainy climates)

Water Discharges None Storm‐water only

Waste Generation Minimal ▪ Panel cleaning▪ Equipment replacement, repair and maintenance▪ Fertilizer/pesticide storage for landscaping (far less than ag)

Sound Minimal ▪ Very few moving parts  ▪ Substation‐switchyard sound is same as any other▪ Central inverters emit 48‐72 dBA at 10 ft.; background at 150 ft.▪ Trackers (electric motors) emit very small amounts of sound

Viewshed Minimal ▪ Low profile; panels only 8‐12 feet high▪ Panels conform to land surface and have a neat and orderly look▪ Minimal (<2%) reflection; use of non‐reflective glass ▪ Sensitive locations can be addressed by setbacks or screening 

12

Utility‐scale Solar: “End of Life”  Solar modules use simple & long‐lived technology that can generate electricity for decades.  Some of the first solar panels ever manufactured are still operating today!  Tier 1 modules are warrantied for 25 years but can generate power for 40 or more years

Crystalline (silicon‐based)

80+% glass and aluminum; up to 10% silicon; balance is mostly copper and polymers

In some modules, the only potentially hazardous material is lead in the solder

Passes EPA's Toxic Characteristic Leaching Procedure (TCLP) test: non‐hazardous → can be landfilled

Thin Film (Cadmium Telluride‐based)

Exceptionally thin: 1⁄26 thickness of a human hair

CdTe is solid, stable, and insoluble in water

Tested for safety during breakage and during fire

Passes EPA TCLP

Best way to prevent CdTe leeching is to encase it in glass (i.e., in a solar module)

First Solar recycles 100% of its modules

13

Solar Farms & Property Taxes – Personal Property Solar projects at or below 2 MWs are property tax exempt in MD.  

>2 MW is taxable.  County can either:1. Pass legislation that applies a property tax rate to solar farms, or2. Engage in a PILOT agreement in lieu of passing a new property tax

Appraised value of grid‐connected solar farms >2 MW are determined by Maryland DOAT’s Utility & Railroad Valuation division

Electric Generation Property Return, Form 17‐G is used to report all‐in cost of bringing a project online, including all equipment as well as costs like labor, sales tax, shipping, etc. A 50% abatement is applied to determine the appraised value. 3 1/3% annual depreciation rate is applied on the appraised value 

Example: Parcel ID #02014114, 336.18 acres per county tax records At 8 acres/MW  42 MW x $1m per MW  $42m x 50% abatement  21m appraised value x  ??? solar tax rate At 1% solar tax rate, this parcel would generate $210,000 in taxes in its first year Applying this math to 2000 acres would generate $1,250,000 in property tax revenue in the first year per 1% tax rate

14

Solar Farms & Property Taxes – Real Estate A change in property use from active farming to solar farming would represent a change in the underlying appraised value of the underlying real estate  from agriculture to a market‐value 

Caroline County calculates the appraised value by looking at either the purchase price of the property or a capitalized value of lease payments paid by the solar lease (ex. ~$10k/acre appraised value)

This represents a significant increase in real estate property tax value to the county

Example: Parcel ID #02014114, 336.18 acres per county tax records 2016 Assessed value (taxed as agricultural land) ‐ $127,900 ( $380.45/acre) 2016 Real property taxes payable as ag land: $1,456 ($3.83/acre)

Assessed value based on $10k/acre solar market value ‐ $3,361,800 ($10k/acre) Real property taxes payable as solar land: ~$38,257 ($113.8/acre)

On this sample parcel, real property tax revenues to the county would increase by ~30x, not including the personal property tax from the solar equipment shown on the previous slide

Applying this math across 2000 acres, total real property tax to the county would increase by ~$220k

Utility‐Scale Solar can be a major long‐term contributor to County revenues without impacting County‐wide agricultural industry, lifestyle, or sense of place

While total potential for solar is limited in Caroline County due  to a congested electric transmission system and limited transmission infrastructure, solar can have an out‐sized positive impact on the County’s revenues w/out impacting county‐wide farming industry 

Converting just 2% of Caroline County’s farmland to solar could result in a 15% increase in annual property tax revenues, not counting indirect benefits from new capital investment and jobs 

Ex. A single 100 MW solar farm would take up between 400 and 800 acres and would increase county property tax revenue by ~$1m/year (assumes 2% solar tax)

Note: Caroline County currently has 2 proposed projects totaling ~300 MW.  If successful, those 2 projects could increase direct county tax revenue by ~$3m/year

Assumes 2% solar property tax

PART IICaroline County Solar Market

17

Utility‐scale Solar in Caroline County: Top 4 Misconceptions

This presentation provides a detailed assessment and response to the following 4 misconceptions about solar in Caroline County

Misconception #1: Solar development is growing quickly throughout the Eastern Shore and in Caroline County and growth will continue to accelerate

Misconception #2: By restricting solar development to certain  areas with proximity to electric transmission infrastructure can help ensure that solar farms go in “the right places” in Caroline County

Misconception #3: Solar development in Caroline County can negatively impact the county farming industry, agricultural ecosystem, or sense of Caroline County as a rural, predominantly agricultural county 

Misconception #4: Limiting individual project size or acreage can help reduce viewshed and other impacts from solar farms 

18

MD Solar Farms – Sizes and CharacteristicsSize Small commercial 

(“behind‐the‐meter”)

Medium(community solar or distribution level farm)*

Large (utility‐scale)*

Notes

MW* range per project

.001 MW to 2 MW >2 MW to 20 MW** >20 MW to 200+ MW * 1 MW can power >160 homes in MD** All proposed projects 2 MW and above are publicly listed on PJM website

Acres per project* 1 to 12 acres 12 to 140 acres >140 acres * ~4 to 8 acres per MW (depends on design)

Cost of Power (c/kWh) 8‐12 cents/kWh 6‐8 cents/kWh 5‐6 cents/kWh * Small projects generate more expensive power but enjoy higher “retail” electricity sales.  Medium and Large projects receive lower “wholesale” revenues.  

Property Tax Revenue per project

None (tax exempt <2 MW*)

50% x appraised value x solar tax rate**

50% x appraised value x solar tax rate**

* MdCode: General Tax §11‐207(a)(5)** Ex. 100 MW solar farm in Caroline County ~$1m/year @ 2% solar tax rate

Number that could be developed in Caroline? Many Few 2*

* Due to limited transmission capacity, only those projects currently in the PJM queue have a chance at success.  Currently only 2 projects in Caroline queue.

Pros Potential electricity  savings for small system customers 

Medium solar farms can fit in more sites vs. large solar farms

Lowest cost.  Largest tax revenue

* Smaller projects enjoy retail pricing and larger projects enjoy economies of scale, medium projects have become less competitive throughout MD 

Cons Property tax exempt

Uncompetitive vs. larger projects. 

Very few possible sites & grid locations

* It is much more difficult to fit larger projects into the electricity grid than medium & small projects

19

Utility‐scale Solar: Declining MD Rate of Growth MD has seen a dramatic drop in the rate of proposed 

new projects >2 MW.

The primary reason: the state’s electric grid has reached it’s injection capacity, and new projects require very expensive transmission upgrades that require years to develop and make solar economics untenable. 

The PJM interconnection process is costly, inflexible, and takes 3+ years from initial application to when construction can start, often 5+ years

Transmission grid injection capacity, and not the existence of transmission infrastructure, is the primary ingredient in assessing the viability of solar in any given geographical area

Bottom line: Current slate of proposed projects in MD are likely to be the full array of possible projects developable in the foreseeable future, and projects (and counties) are competing against each other to make sure their projects are built

Note: PJM is the regional electric transmission grid operator that regulates Maryland’s transmission system.  The PJM interconnection queue is publicly available at the following website: http://www.pjm.com/planning/generation‐interconnection/generation‐queue‐active.aspx

20

Very few solar farms proposed in Caroline County

Of the 88 solar farms proposed, under construction, or operating across Maryland >2 MW, only two are in Caroline County.  This is primarily due to limited transmission capacity relative to other counties.

21

Caroline County’s Transmission Infrastructure Limits Solar Development Potential

• Caroline County has a relative lack of transmission infrastructure, particularly substations at the appropriate voltages 

• Due to very long transmission line runs that connect to substations in other counties, the transmission injection capacity in Caroline County is already “spoken for” by currently proposed projects, most of which are outside of Caroline County, leaving no room for new commercially viable projects to be proposed.  The proverbial table has been set.

• Should the Caroline County solar projects currently in the PJM queue fail, the injection capacity on those transmission  lines will be utilized by competing projects in other counties, not by future projects in Caroline County

Smaller Projects Don’t Necessarily Mean Smaller Impact

Larger solar farms have fewer neighbors per MW and per acre than smaller solar farms

Larger solar farms have less site perimeter per MW and per acre than smaller solar farms

Larger solar farms can produce cheaper power and are more economically competitive than smaller solar farms, which means they are more likely to be successfully brought online

It can take numerous small solar farms to make up the same capacity (and tax revenue) as a single large solar farm

23

Utility‐scale Solar in Caroline County: Top 4 MisconceptionsThis presentation provides a detailed assessment and response to the following 5 misconceptions about solar in Caroline County

Misconception #1: Solar development is growing quickly throughout the Eastern Shore and in Caroline County and growth will continue to accelerate

FACT: The initiation of new large‐scale solar projects has declined precipitously through 2016 into 2017, largely due to the “tapping out” of transmission injection capacity on the Eastern Shore grid. Unlike other land use questions (ex. where to put a landfill, gravel pit, cemetery, or chicken house), the selection of viable sites for utility‐scale solar development is highly technical and fluid.  

Misconception #2: By restricting solar development to certain  areas with proximity to electric transmission infrastructure can help ensure that solar farms go in “the right places” in Caroline County

FACT: It is transmission injection capacity, NOT proximity to transmission infrastructure, that determines the viability of a geographic area for solar. Due to the competitive and congested nature of the transmission grid, many of the lines and substations throughout the Eastern Shore are already “maxed out” based on the existing queue of proposed projects.  i.e. the table has been set, and the potential viable locations of future solar farms are already extremely limited and fixed within the county.

Misconception #3: Solar development in Caroline County can negatively impact the county farming industry, agricultural ecosystem, or sense of Caroline County as a rural, predominantly agricultural county 

FACT: If all proposed solar farms in Caroline County were successfully developed, it would amount to under 2% of county farmland and is likely to represent the majority of solar that is able to be developed in the county in the future due to transmission constraints

Misconception #4: Limiting individual project size or acreage can help reduce viewshed and other impacts from solar farms 

FACT: Larger solar farms have fewer neighbors per MW/per acre and fewer site perimeter per MW/per acre

PART IIISolar Development Best Practices

25

Utility Scale Solar Best Practices ‐ Screening Screening may be appropriate in some cases, such as mitigating impacts to historic structures or other visually‐sensitive receptors

Consists of a “row” of hedges, short trees or naturalized, native plantings to create “green wall”

Cost is not inconsequential, and so usually not applied as blanket approach to entire perimeter  

Approaches taken by various states with significant solar growth:

MD PPRP: screening as indicated by local authorities

VA Model Ordinance: not recommended because it may discriminate against solar v. other development 

NC Template Ordinance: screening may be encouraged to minimize visual impact

MA Model By‐Law: gives examples of approaches taken by 2 counties 

26

Typical Solar Farm – Up Close View

27

Typical Solar Farm – 100 foot view without screening

28

Vegetative Screening ‐ Examples

29

Vegetative Screening ‐ Examples

30

Vegetative Screening ‐ Examples

31

Utility Scale Solar Best Practices ‐ Setbacks Some setbacks are appropriate for aesthetics and to maintain rural character     

Commons setbacks for large‐scale  solar: 10‐50 feet from public roads and non‐participating property lines (often from equipment, not the fence) 

100‐150 feet from non‐participating residences

Important considerations Incorporating the views and opinions of local leaders and the adjacent community

Whether setbacks can be waived (both by project participants and non‐participants)

Whether solar is subject to setbacks not applied to other, more visible uses (e.g., poultry houses)

Unnecessarily large setbacks creates unusable “strips” of productive agricultural land 

Approaches taken by various states with significant solar growth: MD PPRP: equipment 50 feet from roads and non‐participating property lines

VA Model Ordinance:  setbacks no greater than local building setbacks

NC Template Ordinance: agricultural zone setbacks of 30 feet (front), 15 feet (side) and 25 feet (back)

MA Model By‐Law:  setbacks of 10 feet (front), 15 feet (side) and 25 feet (back)

32

Utility‐scale Solar Best Practices : Decommissioning At the end of a solar project’s life, which is expected to be between 35 and 40 years, the facility will be decommissioned and the land restored to its original state.  Decommissioning proceeds in reverse order of the installation:

1. The PV facility is disconnected from the utility power grid.

2. PV modules are disconnected, collected, and either shipped to another project, salvaged, or submitted to a collection and recycling program.

3. Electrical interconnection and distribution cables are removed and recycled off‐site by an approved recycling facility.

4. PV module support H‐beams and aluminum racking are removed and recycled off‐site by an approved metals recycler.

5. Electrical and electronic devices, including transformers and inverters are removed and recycled off‐site by an approved recycler.

6. Concrete piles used for the inverter blocks are removed and recycled off‐site by a concrete recycler.

7. Fencing is removed and recycled off‐site by an approved recycler.

8. Any interior project roads, typically constructed of 4” aggregate base, can either remain onsite should the landowner choose to retain them, or be removed and the gravel repurposed either on‐ or off‐site.

9. The Project site may be converted to its original condition including revegetation, or to other land uses in accordance with applicable land use regulations in effect at that time of decommissioning. There are no permanent changes to the site. 

33

Utility Scale Solar Best Practices ‐ Sound Sound from construction of solar is limited and managed with best practices:

No blasting or rock breaking; little earth‐moving; piles driven to only shallow depths

Construction restricted to daylight hours

Neighbors will hear virtually no sound during operation:

Inverters are not placed close to off‐site receptors 

Switchyard often adjacent to existing substation and participating land owners

Approaches taken by various states with significant solar growth:

MD PPRP: comply with state standards (65 dBA‐day; 55 dBA‐night)

VA Model Ordinance: “noise is not expected to be an issue for solar energy projects” 

NC Template Ordinance: no sound or noise studies indicated 

MA Model By‐Law: solar “produces neither adverse noise impacts nor harmful emissions”

34

Utility Scale Solar Best Practices ‐Agriculture Land is restored to cultivation‐ready at end of project Passive use during operation with little effect on top soil; less pesticide/herbicide use than agricultural  

All equipment (unless more than 2‐3 feet below grade) and roads removed 

Drain tile repaired

Industry moving toward landscaping supportive of adjacent farms and future re‐cultivation  Short, native turf grass as base vegetation under and around panels

Pollinator habitat around perimeter

Economic benefits to project participants and community helps preserve agricultural lifestyle  

Only a very small amount of Maryland farm land potentially may be devoted to solar (due to transmission and market constraints).  The vast majority of farmland in MD, including farmland adjacent to transmission infrastructure, is not suitable to solar development

In each county, those few acres of farmland that can be used for solar return significantly higher tax revenues to the county, produce far less water discharge/solid waste (essentially none) while requiring no new services of local communities

RESOURCES & ADDITIONAL SLIDES

36

Resources Model Solar Ordinances – Successful solar ordinances balance economic development, property rights, land preservation, and environmental impact interests.  Some examples include:

VA DEQ: “Model Ordinance for Larger‐Scale Solar Energy Projects in Virginia”: http://www.deq.virginia.gov/Portals/0/DEQ/RenewableEnergy/LOG/12%2021%202012%20LARGER

%20SCALE%20SOLAR%20model%20ordinance.docx

MA DER: “Model As‐of‐Right Zoning Bylaw: Allowing Use of Large‐Scale Ground‐Mounted Solar Photovoltaic Installations” http://www.mass.gov/eea/docs/doer/green‐communities/grant‐program/solar‐model‐bylaw.pdf

NC : “Template Solar Energy Development Ordinance for North Carolina” https://nccleantech.ncsu.edu/technology/renewable‐energy/solar/template‐ordinance‐for‐solar‐

energy‐development‐in‐north‐carolina/

37

Resources End of Project Life

Evaluation of Potential Health and Environmental Impacts from End‐of‐Life Disposal of Photovoltaics

Top Five Large‐Scale Solar Myths https://www.nrel.gov/tech_deployment/state_local_governments/blog/top‐five‐large‐scale‐solar‐

myths “One city manager with numerous solar farms in his community compared the land use to a 

cemetery (no living inhabitants), demonstrating that solar farms can be compatible even with residential neighbors.”

Property Taxes Small project tax exemption: http://programs.dsireusa.org/system/program/detail/4853 Large project state tax contacts: Maryland DOAT’s Utility & Railroad Valuation division. Laura 

Kittel or Ed Mohan – (410)‐767‐1940

Noise:  2013 report from Argonne National Laboratory concluded that solar farm mechanical noise was 

not a significant source of noise for off‐site receptors  2012 study conducted for the Massachusetts Clean Energy Center found that solar farm 

operational noise is inaudible at moderate distances. The measured noise levels declined to ambient background noise levels at distances between 50 and 150 feet.

Utility Scale Solar is not a Major Contributor to Ag Land Loss Across MD 

80% of Maryland’s solar power is produced from rooftop and distributed solar.  If that pattern continues, Maryland’s RPS can be realized with solar on less than 1/10th of 1%of its agricultural land.

Even if 100% of remaining RPS demand were met using farmland, it would require only .41% of Maryland’s agricultural land.

If 2% of Caroline County’s >100k+ acres of farmland were used for solar farming, it would increase County annual property tax revenues by ~15% (not including indirect or induced revenues due to increased economic investment in the County)