20220503IPC to Staff Attachment 16.pdf

Idaho Power Company 
P.O. Box 70 
Boise, ID USA 83707 

2021 All Source Request for 
Proposals (RFP) for Peak 
Capacity Resources 
RFP Issued: June 30, 2021 
RFP Response | August 11, 2021|4:00 p.m. Mountain Time 
PowerAdvocate No. 116534 

Table of Contents 
1. Disclaimer _____________________________________________________________________  3 
2. Purpose _______________________________________________________________________  5 
2.1. Background _______________________________________________________________________ 5 
2.2. The Solicitation ____________________________________________________________________ 5 
2.3. Regulatory Context  ________________________________________________________________ 6 
2.4. Confidentiality ____________________________________________________________________ 6 
2.5. Solicitation Portal and Restriction on Communications  ___________________________________ 6 
2.6. Schedule _________________________________________________________________________ 7 
2.7. Pre‐bid Presentation and Recording ___________________________________________________ 8 
3. Product Specifications ____________________________________________________________  8 
3.1. Key Product Specifications  __________________________________________________________ 8 
3.2. Additional Product Specifications _____________________________________________________ 9 
4. Electric Interconnection  _________________________________________________________  10 
4.1. Cost Estimating ___________________________________________________________________ 10 
4.2. Interconnection Studies ____________________________________________________________ 11 
5. Additional Requirements ________________________________________________________  12 
5.1. Data and cyber security ____________________________________________________________ 12 
5.2. Purchasing restrictions/prohibited technology _________________________________________ 13 
5.3. Small Business and Small Disadvantaged Business Program  ______________________________ 13 
6. Proposal Format and Submittal ___________________________________________________  13 
6.1. Submission of Proposals ___________________________________________________________ 13 
6.2. Bid Fees _________________________________________________________________________ 14 
6.3. Proposal Naming _________________________________________________________________ 14 
6.4. Proposal Written Documents _______________________________________________________ 14 
6.5. Proposal Submission Requirements __________________________________________________ 14 
6.6. Firm Proposal ____________________________________________________________________ 15 
6.7. Taxes ___________________________________________________________________________ 15 
6.8. Insurance  _______________________________________________________________________ 15 
6.9. Financial and Credit information _____________________________________________________ 18 

6.10. Exceptions to the Draft Form Term Sheet  _____________________________________________ 18 
6.11. Exceptions to The Technical Specifications  ____________________________________________ 18 
6.12. Exceptions to the Draft Form letter of credit ___________________________________________ 19 
6.13. Clarification of Proposals ___________________________________________________________ 19 
6.14. Addenda to RFP __________________________________________________________________ 19 
7. Proposal Evaluation, Negotiation and Approval ______________________________________  19 
7.1. Evaluation Process ________________________________________________________________ 19 
7.2. Additional Rights _________________________________________________________________ 20 
7.3. Acceptance and Rejection of Proposals _______________________________________________ 20 
7.4. Agreement Negotiations ___________________________________________________________ 20 
7.5. Exclusivity _______________________________________________________________________ 21 
7.6. Publicity  ________________________________________________________________________ 21 
7.7. Commission Approval _____________________________________________________________ 21 
7.8. Entire RFP _______________________________________________________________________ 21 
EXHIBIT A – Information for Qualitative Evaluation _______________________________________  22 
Project Feasibility _________________________________________________________________________ 22 
Project Capability _________________________________________________________________________ 23 
Counterparty Profile  ______________________________________________________________________ 24 
Community Stewardship ___________________________________________________________________ 25 
EXHIBIT B – Information for Quantitative Evaluation  _____________________________________  27 
EXHIBIT C – Information on Preferred Locations __________________________________________  29 
EXHIBIT D – Information on Most Valuable Hours ________________________________________  30 
EXHIBIT E – Draft Form Term Sheet ____________________________________________________  31 
EXHIBIT F – BESS Technical Specifications _______________________________________________  32 
EXHIBIT G – Solar Technical Specifications ______________________________________________  33 
EXHIBIT H – Wind Technical Specifications ______________________________________________  34 
EXHIBIT I – Mutual Non‐Disclosure Agreement  __________________________________________  35 
EXHIBIT J ‐ Counterparty Financial Questionnaire ________________________________________  36 
EXHIBIT K – Draft Form Letter of Credit _________________________________________________  37 

Page 3 of 39 
1. Disclaimer  
The information contained in this Request for Proposals (RFP) is presented to assist interested parties in deciding 
whether or not to submit a proposal. Idaho Power Company (IPC), an operating company subsidiary of IDACORP, 
Inc., is issuing this RFP to solicit formal proposals from qualified companies (each a Respondent) and does not 
represent this information to be comprehensive or to contain all of the information that a Respondent may need 
to consider in order to submit a proposal. None of IPC, its affiliates, or their respective employees, 
directors, officers, customers, agents and consultants makes, or will be deemed to have made, any current or 
future representation, promise or warranty, express or implied, as to the accuracy, reliability or completeness of 
the information contained herein, or in any document or information made available to a Respondent, 
whether or not the aforementioned parties knew or should have known of any errors or omissions, or were 
responsible for their inclusion in, or omission from, this RFP. 
No part of this RFP and no part of any subsequent correspondence by IPC, its affiliates, or their respective 
employees, directors, officers, customers, agents or consultants shall be taken as providing legal, financial or 
other advice or as establishing a contract or contractual obligation. IPC reserves the right to request from 
Respondent information that is not explicitly detailed in this document, obtain clarification from Respondents 
concerning proposals, conduct contract development discussions with selected Respondents, conduct discussions 
with members of the evaluation team and other support resources as described in this RFP. The requirements 
specified in this RFP reflect those presently known. IPC reservices the right to vary, in detail, the requirements 
and/or to issue addenda to the RFP. In the event it becomes necessary to revise any part of the RFP, addenda will 
be provided to Respondents included in the current and applicable stage of the RFP. 
IPC will, in its sole discretion and without limitation, evaluate proposals and proceed in the manner IPC deems 
appropriate. IPC reserves the right to reject any and all, or portions of any proposal submitted by Respondents for 
failure to meet any criteria set forth in this RFP or otherwise and to accept proposals other than the lowest 
cost proposal.  
This RFP has been prepared solely to solicit proposals and is not a contract offer. This RFP is not binding on IPC. 
The only document that will be binding on IPC is an agreement duly executed by IPC and the successful 
Respondent (if any) after the completion of the evaluation process and the award and negotiation of an 
agreement. IPC reserves the right to reject any and all proposals submitted by Respondents. The issuance of this 
RFP does not obligate IPC to purchase any product or services offered by Respondent or any other entity. 
Furthermore, IPC may choose, at its sole discretion, to abandon the RFP process in its entirety. 
Respondents agree that they submit proposals without recourse against IPC, IDACORP Inc., any of IDACORP Inc.’s 
affiliates, or any of their respective employees, agents, officers, or directors for failure to accept an offer for any 
reason. IPC also may decline to enter into any agreement with any Respondent, terminate negotiations with any 
Respondent or abandon the RFP process in its entirety at any time, for any reason and without notice thereof. 
Respondents that submit proposals agree to do so without legal recourse against IPC, its affiliates, or their 
respective employees, directors, officers, customers, agents or consultants for rejection of their proposals or for 
failure to execute an agreement for any reason. IPC and its affiliates shall not be liable to any Respondent or other 
party in law or equity for any reason whatsoever for any acts or omissions arising out of or in connection with this 
RFP. Respondent shall conform in all material respects to all applicable laws, ordinances, rules, and regulations 
and nothing in this RFP shall be construed to require IPC or Respondent to act in a manner contrary to law. Except 
Page 4 of 39 
as otherwise provided in the rules and orders of the state of Idaho and Oregon Public Utilities Commissions 
(the Commission or Commission’s), by submitting its proposal, a Respondent waives any right to challenge any 
valuation by IPC of its proposal. Respondent whose proposal may be selected in response to this RFP 
acknowledges that it assumes full legal responsibility for the accuracy, validity, and legality of the work provided 
in conformance with this RFP. By submitting its proposal, a Respondent waives any right to challenge any 
determination of IPC to select or reject its proposal. IPC reserves the right to accept the proposal in whole or in 
part, and to award to more than one Respondent. Furthermore, Respondent understands that any “award” by IPC 
does not obligate IPC in any way. IPC will not be obligated to any part unless and until IPC executes a definitive 
agreement between the parties. 
Respondent will absorb all costs incurred in responding to this RFP, including without limitation, costs related to 
the preparation and presentation of its response. All materials submitted by the Respondent immediately become 
the property of IPC. Any exception will require written agreement by both parties prior to the time of submission.  
In responding to this RFP, Respondent shall adhere to best business and ethical practices. Respondent shall 
adhere to IPC’s Supplier Code of Conduct, available at www.idahopower.com.  
Respondent is specifically notified that failure to comply with any part of this RFP may result in disqualification of 
the proposal, at IPC’s sole discretion. 
Page 5 of 39 
2. Purpose 
2.1. BACKGROUND  
Idaho Power Company, an operating company subsidiary of IDACORP Inc., is issuing this RFP to solicit formal 
proposals from Respondents for electric capacity resources (Products) to help meet IPC’s peak electric energy 
needs in 2023.   
IDACORP, Inc. is a holding company formed in 1998. Comprised of regulated and non‐regulated businesses, 
its origins lie with Idaho Power, a regulated electric utility that began operations in 1916. Today, IPC is the largest 
regulated electric utility in the state of Idaho and IDACORP’s chief subsidiary. IPC serves over 590,000 residential, 
business, agricultural, and industrial customers. The company’s service area covers approximately 24,000 square 
miles, including portions of eastern Oregon. Learn more about Idaho Power at www.idahopower.com. 
IPC currently serves its customers by supplying low‐cost, reliable, and clean energy. Affordable, clean hydropower 
is the largest source of energy for customers. Power generation comes from a diverse set of resources that 
continues to meet a growing demand. For a more detailed description of current generation resources, 
please visit: www.idahopower.com/energy‐environment/energy/energy‐sources/. 

IPC's service territory continues to experience customer growth and an increasing peak demand (load) 
for electricity. IPC anticipates sustained load growth that will require the procurement of new resources to meet 
peak summer demand and maintain system reliability. Additionally, recent changes in the regional transmission 
markets have constrained the transmission system external to the IPC service territory and impacted the ability to 
import energy from western market hubs for delivery to IPC’s system. The addition of new resources to meet 
peak demand is critical to ensure IPC can continue to reliably meet the growing demands on its electrical system 
and serve its customers. 

The need for additional capacity resources has been identified as early as Summer 2023 at approximately 
80 megawatts (MW). Please refer to EXHIBIT D – Information on Most Valuable Hours for a more detailed 
description of the capacity need. 
2.2. THE SOLICITATION 
IPC intends to enter into agreement(s) to purchase Products for up to 80 MW of electric generating capacity 
delivered from resources that employ certain qualifying technologies under certain ownership arrangements. 
The eligible types of Products are described further in Section 3 of this RFP. Details on the proposal submission 
process and the proposal evaluation process are also described further in this RFP. Demand side measures are 
being evaluated outside of this RFP.  
The process of issuing and responding to this RFP, evaluation and selection of proposals, and the negotiation and 
approval of the agreement(s) is known as the Solicitation. Respondents who are interested in participating in the 
Solicitation and submitting a proposal must first register via the third‐party solicitation portal, PowerAdvocate, 
further described in Section 2.5 of this RFP. This RFP sets forth the terms and conditions by which IPC will perform 
the Solicitation. Respondent agrees to be bound by all the terms, conditions, and other provisions of this RFP and 
any addenda to it that may be issued by IPC. This RFP governs the Solicitation and supersedes any other written 
or oral form of communication between Respondents and IPC concerning the Solicitation. 
Page 6 of 39 
2.3. REGULATORY CONTEXT  
Execution of any purchase agreement will ultimately be subject to the Commission’s approval. This could include, 
but is not limited to, approval of a certificate of public convenience and necessity (CPCN) application from IPC. 
IPC reserves the right to: 1) inform the Commission that IPC could not reach agreement with the Respondent of a 
selected resource; 2) request Commission approval of any agreements it enters into with successful Respondents 
(e.g., CPCN applications); and 3) to terminate any agreement if IPC fails to receive Commission approval of 
submitted agreements or applications. Respondent shall provide any and all information and documentation 
reasonably requested by IPC to support such applications and requests. 
2.4. CONFIDENTIALITY 
Respondent acknowledges and agrees that all information obtained or produced in relation to this RFP is the sole 
property of IPC and shall not be released or disclosed to any person or entity for any purpose other than 
providing a proposal to IPC without the express written consent of IPC. Respondent agrees not to make any public 
comments or disclosures, including statements made for advertising purposes, regarding this RFP to the media or 
any other party without prior written consent of IPC. In the event Respondent receives any inquiries regarding 
this RFP from the media or any other party, said inquiries shall be forwarded to IPC.  
Respondents shall specifically designate and clearly label any and all material(s) or portions thereof, contained in 
their proposals, that they deem to contain proprietary information as “CONFIDENTIAL”. Nonetheless, IPC reserves 
the right to release all proposals to its affiliates and such affiliates’ agents, advisors, and consultants, for purposes 
of proposal evaluation. IPC will, to the extent required by law, advise each agent, advisor, or consultant that 
receives such claimed confidential information of its obligations to protect such information. In addition, 
all information, regardless of its confidential or proprietary nature, will be subject to review by the Commission 
and other governmental authorities and courts with jurisdiction, and may be subject to legal discovery. It is not 
IPC’s intent to enter into any separate confidentiality, non‐disclosure, or similar agreements as a condition to 
receiving a Respondent’s proposal. However, if and when a proposal is advanced to the Initial Short List, 
the Respondent must execute a Mutual Nondisclosure & Confidentiality Agreement (Confidentiality Agreement) 
with IPC in advance of further discussions with and evaluation of the proposal by IPC. Respondents are directed to  
EXHIBIT I – Mutual Non‐Disclosure Agreement for more detailed information.   
2.5. SOLICITATION PORTAL AND RESTRICTION ON COMMUNICATIONS  
IPC has opened a web‐based portal hosted on the PowerAdvocate sourcing platform (the Portal). All information 
exchanged between the Respondent and IPC concerning the Solicitation must only be via the Portal from the time 
the Portal is open until it is closed by IPC. The Portal allows a Respondent to see only its own information and not 
the information of other Respondents.   
IPC has the ability to communicate with Respondents through the Portal. Other than written communication 
through the Portal, Respondents are prohibited from communicating with IPC employees, representatives, staff, 
or Board Members regarding the Solicitation during the period in which the Portal is open. 
Restricted communication includes, but is not limited to, “thank you” letters, phone calls, emails, and any contact 
that results in the direct or indirect discussion of the Solicitation and/or submitted proposals. Violation of this 
provision by Respondents or their agents may lead to disqualification.   
Page 7 of 39 
The web link to the Portal hosted by PowerAdvocate is: 
www.poweradvocate.com   
Respondent is responsible for ensuring it has registered for, and posts documents to, the correct portal hosted by 
PowerAdvocate. The Respondent registering for access to the Portal must be a representative of the Respondent 
and counterparty with which IPC will engage in any future negotiations, and not consultants or attorneys for the 
Respondent. 
Respondents who have completed the registration process and submitted the public Notice of Intent Form found 
at www.idahopower.com/about‐us/doing‐business‐with‐us/request‐for‐resources shall receive an email invitation 
from PowerAdvocate containing a link to the event. 
Respondent must not disclose its participation in this Solicitation (other than by attendance at any meeting held 
by IPC with respect to the Solicitation) or collaborate on, or discuss with any other Respondent or potential 
Respondent bidding strategies or the substance of any proposal(s), including without limitation the price or any 
other terms or conditions of any proposal(s). 
Questions regarding the Portal should be directed to:  
PowerAdvocate Support 
[e-mail] 
+001.857.453.5800 
2.6. SCHEDULE 
The key milestones for the Solicitation and their currently scheduled dates are provided in Table 1 below. 
Table 1 – Key Milestones for the Solicitation 
Milestone  Date 
Portal opened for interested party registration and communication  June 30, 2021 
RFP and other Solicitation documents posted to the Portal  June 30, 2021 
Respondent Intent to Bid Due  July 7, 2021 
Pre‐Bid Presentation Recording posted to the Portal  July 12, 2021  
Deadline for Submittal of Questions, after which IPC may not respond  July 28, 2021 by 4 p.m. 
Mountain Time 
Deadline for Proposal Submittal – Portal closed to further posting by 
Respondents, evaluation begins 
August 11, 2021 by 4 p.m. 
Mountain Time 
This schedule and documents associated with the Solicitation are subject to change at IPC’s sole discretion at any 
time and for any reason. IPC will endeavor to notify Respondents of any changes to the Solicitation but shall not 
be liable for any costs or liability incurred by Respondents or any other party due to a change or for failing to 
Page 8 of 39 
provide notice or acceptable notice of any change. Respondents should factor this schedule and any changes 
thereto into their project development timelines and proposals. 
Respondents should carefully review this RFP for questions, clarifications, defects, and questionable or 
objectionable materials. Comments and questions concerning clarifications, defects, and questionable or 
objectionable material must be submitted through the Portal and must be submitted on or before the date and 
time specified in the above schedule. IPC may not respond to questions submitted after this date. All questions 
and their applicable responses will be provided to Respondents via the Portal. 
2.7. PRE‐BID PRESENTATION AND RECORDING 
IPC will not host an in‐person live pre‐bid meeting or webcast regarding the Solicitation due to concerns over 
potential technical difficulties in live hosting such a large event and fairness to Respondents from distant time 
zones. Instead, IPC will prepare a video recording concerning the RFP and the overall Solicitation process. 
The recording will include video of a presentation deck and audio of the speakers presenting the deck. 
The recording will be posted to the Portal on or before the date identified in the Schedule provided in Section 2.6 
of this RFP. Viewing of the recording is not mandatory for Respondents. 
3. Product Specifications 
3.1. KEY PRODUCT SPECIFICATIONS 
The key specifications for a subset of the Products eligible to be proposed in response to the RFP are presented in 
Table 2 below. 
Table 2 – Key Product Specifications 
  1  2  3  4  5 
Product  Energy 
Storage 
Project 
(“S”) 
Solar PV plus 
Storage Project 
(“PVS”) 
Wind plus 
Storage Project 
(“WS”) 
Energy Storage 
Component of a 
Solar PV plus 
Storage Project  
(“S‐PVS”) 
Energy Storage 
Component of a 
Wind plus Storage 
Project (“S‐WNS”) 
Product Type  Asset Purchase  Partial Asset Purchase 
Ownership  IPC  IPC (Storage component only) 
Resource Status  Existing, or proposed new with preference for projects in late stage development with 
pending LGIA or SGIA 
Agreement  Existing resources under an Asset Purchase Agreement (APA), proposed new resources 
under a Build Transfer Agreement (BTA) 
Design Life 
(Years) 
20  30  40  20  20 
First Delivery  June 1, 2023 
Capacity  Min: 1 MW, Max: 80 MW 
Interconnection  Transmission (10 MW – 80 MW) or Distribution (1 MW – 10 MW) system of IPC 
Delivery Point  Within the boundary of the IPC Balancing Authority Area (BA), or outside with all necessary 
transmission rights to the BA 
Page 9 of 39 
  1  2  3  4  5 
Product  Energy 
Storage 
Project 
(“S”) 
Solar PV plus 
Storage Project 
(“PVS”) 
Wind plus 
Storage Project 
(“WS”) 
Energy Storage 
Component of a 
Solar PV plus 
Storage Project  
(“S‐PVS”) 
Energy Storage 
Component of a 
Wind plus Storage 
Project (“S‐WNS”) 
Storage 
Duration 
Minimum 4 hours 
Storage Cycles  Minimum 1 cycle per day 
Pricing  $ 000s on acquisition date, $ 000s per month under a construction completion management 
agreement (CCMA), $000s per year under an operation and maintenance services 
agreement (OMA), $/MWh charging energy price 
Price Escalation  None 
Other  Storage must be chargeable from the grid by IPC after expiration of the tax benefit 
recapture period. 

3.2. ADDITIONAL PRODUCT SPECIFICATIONS 
IPC may also accept other Products that meet the ownership and electrical functionality criteria outlined in 
Table 2. Respondents who propose a product not specifically identified in Table 2 must provide applicable 
information, specifications, terms, etc. for evaluation purposes. Products that are not eligible include, but are not 
limited to; energy or capacity that is not electrical (for example, thermal energy storage without conversion to 
electric energy), energy or capacity that is not provided from a specific resource (a System Sale), 
renewable energy credits without the associated energy (Unbundled RECs), and financial instruments used to 
mitigate variable cost exposure without associated energy or capacity (Financial Firming).   
Respondents whose proposals include Solar PV and/or Wind technologies are encouraged to configure the Solar 
PV and/or Wind resources to maximize energy delivery during hours that are most valuable to IPC. 
Information concerning the hours that are most valuable to IPC is provided in EXHIBIT D – Information on Most 
Valuable Hours attached hereto.  
Proposals for new resources (a Project) to be owned by IPC must assume the parties will execute a build‐transfer 
agreement (BTA), a construction completion management agreement (CCMA) and an operation and maintenance 
services agreement (OMA) for implementation of the Project. Under a BTA, the Respondent is responsible for all 
aspects of the development and construction of the Project, including but not limited to permitting, 
design, development, engineering, procurement, construction, interconnection, and all related costs up to 
achieving the to‐be‐agreed upon milestone which will not be earlier than mechanical completion or later than the 
date the Project is placed into service for tax purposes. After reaching the milestone, the Respondent will transfer 
ownership of the Project assets to IPC in exchange for a purchase price. Proposals that contemplate the transfer 
of 100% equity interests in a single member LLC are acceptable. After purchase, the Respondent will remain 
responsible for the completion of the Project pursuant to a CCMA. After the Project achieves commercial 
operation, the Respondent will perform operations and maintenance services under the OMA. Beginning at 
execution of the BTA and related agreements, the Respondent must post cash collateral or a letter of credit in the 
Page 10 of 39 
amounts specified in the BTA to secure its performance (Performance Security). The amount of Performance 
Security increases and decreases over the term of the Project development, construction, and operation phases.   
Proposals for existing resources (a Plant) to be owned by IPC must assume parties will execute an asset purchase 
agreement (APA) and an OMA.   
IPC will accept Project proposals that include a PPA for wind and solar, provided the proposal includes a BTA for 
the storage resource.   
Respondents are directed to EXHIBIT E – Draft Form Term Sheet for more detailed information concerning the key 
terms and conditions of the BTA, CCMA and OMA agreements. Respondents are required to submit a redline of 
the Draft Form Term Sheet with their proposals. Respondents are also directed to EXHIBIT K – Draft Form Letter 
of Credit for reference. In such cases that the Respondent is successful, Respondent shall be responsible for 
furnishing a letter of credit in a format substantially similar to these forms included in this RFP. These forms shall 
be subject to review and acceptance by IPC in its reasonable discretion. Respondent shall deliver the required 
letter of credit no later than 30 days following any such notice of award of the Project.    
4. Electric Interconnection 
4.1. COST ESTIMATING  
Respondent is responsible for understanding the electric transmission and distribution interconnection processes 
of IPC or other transmission providers, considering the durations and costs of those processes in its proposals, 
and successfully executing those processes to achieve coordination with IPC and delivery of the proposed 
Products to IPC on or before the dates identified in its proposed schedule for the resource.    
Electric interconnection facilities consist of multiple components as defined below. 
a) Interconnection Customer’s Interconnection Facilities (ICIF) are all facilities and equipment (including the 
gen tie line) located between the resource and the Point of Change of Ownership. Respondent must 
submit resource‐specific cost estimates of ICIF as part of its proposal and consider the cost of ICIF in 
its pricing.   
b) Transmission Provider Interconnection Facilities (TPIF) connect the Interconnection Customer’s 
Interconnection Facilities and facilitate the metering, relay and communications, etc. TPIF are all facilities 
owned, controlled or operated by the transmission Provider from the Point of Change of Ownership to 
the Point of Interconnection. These are facilities that IPC will own, and the Respondent will fund.  
Respondent must submit resource‐specific cost estimates of TPIF as part of its proposal and consider the 
cost of TPIF in its pricing. To aid in consideration of the cost, an estimated cost for TPIF based on 
interconnection voltage level is provided below. If an interconnection study has been performed by the 
Transmission Provider that includes an estimate of TPIF, then the costs from that study should be used in 
lieu of these estimates. 
Voltage  TPIF Estimated Cost (2021 $ 000s) 
69 kV  $1,000 
138 kV  $1,250 
Page 11 of 39 
Voltage  TPIF Estimated Cost (2021 $ 000s) 
230 kV  $1,800 
345 kV  $2,500 

c) Station Network Upgrades (SNU) are either new switchyards or additions to existing switchyards or 
substations that are built to interconnect the generator to IPC transmission or distribution system. 
SNUs become a component of the integrated IPC transmission or distribution system and are 
incorporated into IPC tariffs. Respondents are not required to provide cost estimates of SNUs. 
d) Delivery Network Upgrades (DNU) are upgrades to IPC’s transmission or distribution network that will be 
required for individual resources and groups of resources. These upgrades will be incorporated into IPC’s 
transmission or distribution tariffs. Respondents are not required to provide cost estimates of DNUs. 
If a Respondent has an active interconnection request, the Respondent must provide the interconnection request 
identifier(s) (the "queue position") associated with its resource in its proposal. If the resource identified in the 
proposal was in the queue but has since withdrawn, the Respondent should provide that queue position even 
though it is no longer active. For Respondents that submit a generation interconnection request or transmission 
service request pursuant to IPC’s Open Access Transmission Tariff (OATT) intending to receive interconnection or 
transmission service cost estimates for purposes of responding to this RFP, there may not be sufficient time to 
have studies performed and completed prior to bid selection.   
Based on information available from the interconnection request (if any) and/or studies and estimates performed 
by the Transmission Provider separate and apart from the RFP evaluation team (if available), the RFP evaluation 
team will determine Proposal‐specific SNUs and DNUs and associated costs to include in the evaluation of a 
proposal or estimate the SNUs and DNUs if unavailable from the Transmission Provider. Proposals involving 
existing generation resources from which IPC currently purchases capacity and energy will not be burdened 
during proposal evaluation with any incremental electric interconnection or network delivery costs provided that 
IPC currently has sufficient transmission and distribution capacity to deliver the proposed energy to its load. 
Existing generation resources that IPC determines to have inadequate transmission or distribution capacity to 
deliver will be burdened with the estimated cost of purchasing additional transmission rights and/or SNUs 
and DNUs. 
4.2. INTERCONNECTION STUDIES  
The Transmission Provider function within IPC, separate and apart from the RFP evaluation team, and performs 
studies for Large Generation Interconnection Application (LGIA) requests (over 20 MW) and Small Generation 
Interconnection Application (SGIA) requests (under 20 MW). The studies are performed to determine the 
feasibility, cost, time to construct, and injection capability for the interconnection of an electric generating 
resource. Information concerning generator interconnection can be found at IPC’s website 1 including information 
on PURPA Qualifying Facility (QF) Interconnections, Non‐PURPA QF Interconnections, and Facility Connection 
Requirements. IPC posts the results of these studies on its OASIS website.2   

1 www.idahopower.com/about‐us/doing‐business‐with‐us/generator‐interconnection/ 
2 www.oasis.oati.com/ipco/. 
Page 12 of 39 
The transmission and distribution systems are interrelated and generation injection at one point on the systems 
may change the injection capability at other points. The generation injection capability assumed by the 
Respondent for purposes of a proposal may change when the Transmission Provider performs specific resource 
and resource portfolio interconnection studies. For purposes of aiding Respondents in determining points of 
interconnection and delivery, IPC has identified areas on the IPC system that may have relatively high injection 
capability and relatively low cost and time to construct if studied by the Transmission Provider. These areas are 
identified in EXHIBIT C – Information on Preferred Locations of this RFP.   
If and when a proposal is selected for the Initial Short List and it is for a new resource that will be interconnected 
to the IPC BA, it may be studied by IPC per IPC’s generation interconnection process. Respondents will be notified 
if their proposed resource will be studied and the Respondents must provide the site control, monetary deposits 
and other information required under the IPC generator interconnection process. When the study process 
reaches the Facilities Study phase, the Respondent will be responsible for continued compliance to bring the 
resource through the balance of the IPC interconnection process and execute an interconnection agreement. 
Upon completion of the Facilities Study, the estimated costs of the SNU and DNU resulting from the study (if any) 
will be used by IPC in further evaluation of the proposal and determination if the Respondent will be selected for 
the Final Short List and invited to negotiate an agreement with IPC. 
For Final Short List resources that will be owned in full or in part by IPC, IPC anticipates that it will declare them as 
Network Resources of IPC and that IPC will bear the cost of any network transmission service on IPC’s system 
(whether or not procured under the OATT) for a resource that is ultimately contracted and achieves 
commercial operation.  
5. Additional Requirements 
5.1. DATA AND CYBER SECURITY 
A proposal must comply with the provisions of Presidential Executive Order 13920 (E.O. 13920) issued 
May 1, 2020, titled Securing the United States Bulk‐Power System (BPS) which (among other things) prohibits any 
acquisition, importation, transfer, or installation of BPS electric equipment by any person or with respect to any 
property to which a foreign adversary or an associated national thereof has any interest, that poses an undue risk 
to the BPS, the security or resiliency of U.S. critical infrastructure or the U.S. economy, or U.S. national security. 
All design and implementation details must follow electrical industry best practices for cyber security as well as all 
applicable regulatory requirements pertaining to the security of electric system assets. In response to EXHIBIT A – 
Information for Qualitative Evaluation of this RFP, Respondents must generally describe their cyber security 
requirements, practices, and policies. Any additional IPC specific requirements will be addressed during the RFP 
review and contracting process, pursuant to EXHIBIT I – Mutual Non‐Disclosure Agreement. Respondent must 
state that any and all equipment utilized in the proposed resource will not be procured through an Office of 
Foreign Assets Control (OFAC) designed entity or otherwise be comprised of equipment prohibited for use by 
electric utilities in the United States.  
Page 13 of 39 
5.2. PURCHASING RESTRICTIONS/PROHIBITED TECHNOLOGY 
Pursuant to Section 889(a)(1)(B) of the John S. McCain National Defense Authorization Act for Fiscal Year 2019, 
a Respondent must be able to represent in its agreement with IPC that the Respondent does not and/or will not 
use any telecommunications equipment, system, or service (or as a substantial or essential component of any 
system or as or critical technology of any system) made by any of the following companies, or any subsidiary or 
affiliate thereof (including companies with the same principal word in the name, e.g., Huawei or Hytera: Huawei 
Technologies Company; ZTE Corporation; Hytera Communications Corporation; Hangzhou Hikvision Digital 
Technology Company; or, Dahua Technology Company (collectively, Prohibited Technology). 
Prohibited Technology may include, but is not limited to, video/monitoring surveillance equipment/services, 
public switching and transmission equipment, private switches, cables, local area networks, modems, mobile 
phones, wireless devices, landline telephones, laptops, desktop computers, answering machines, teleprinters, 
fax machines, and routers. Prohibited Technology does not include telecommunications equipment that cannot 
route or redirect user data traffic or permit visibility into any user data or packets that the equipment transmits 
or handles.   
5.3. SMALL BUSINESS AND SMALL DISADVANTAGED BUSINESS PROGRAM 
IPC is committed to the implementation of a Small and Disadvantaged Business Program. It is the intent of IPC 
that small business concerns and small businesses owned and controlled by socially and economically 
disadvantaged individuals have the opportunity to participate in the performance of contracts awarded by IPC. 
Consequently, we request that you indicate your eligibility as a small business based upon the regulations in 
Title 13, Code of Federal Regulations, Part 121. If in doubt, consult the Small Business Administration Office in 
your area. 
6. Proposal Format and Submittal 
6.1. SUBMISSION OF PROPOSALS 
A proposal is considered the aggregate of the information uploaded by a Respondent to the Portal (Information). 
The Information is in the form of data entered directly into cells in a spreadsheet located on the Portal 
(Proposal Entry Form or PEF) and subsequently uploaded to the Portal by the Respondent, and other written 
documents that are uploaded to the Portal. The Portal is designed to accept the majority of the Information as 
data entered into the PEF with data entry restricted to only certain eligible types and values. The purpose is to 
ensure Information is entered consistently across all Respondents and proposals such that IPC can consistently, 
fairly and quickly organize the Information and evaluate the proposals and minimize the amount of written 
(e.g., PDF, DOC) documents that IPC must review and interpret.   
Respondents are strongly advised to carefully review Exhibit E – Draft Form Term Sheet and the Technical 
Specifications (Exhibit F – BESS Technical Specification, Exhibit G – Solar Technical Specification, and Exhibit H – 
Wind Technical Specification) relevant to their proposed products prior to uploading information to the Portal. 
If and when a Respondent is selected for negotiation of an agreement, IPC will utilize the Information submitted 
to populate the relevant portions of the agreements for that Respondent. Respondents should upload 
information with the understanding that it will ultimately result in binding contract terms.   
Page 14 of 39 
6.2. BID FEES 
A Respondent is required to submit to IPC a non‐refundable fee of $10,000 with each proposal submitted 
(Evaluation Fee). The purpose of the Evaluation Fee is to encourage submission of well‐developed and viable 
proposals and to offset the cost to IPC for evaluation of proposals. For the purpose of assessing an Evaluation Fee, 
a proposal is generally defined as follows. 
• A single capacity construction phase of a resource at one site = one proposal 
• Different capacity, initial delivery year or price from the same site = different proposal 
• Different technology from the same site = different proposal 
• Different Product from same site = different proposal 
• Different site = different proposal 
IPC may deem a proposal that does not satisfy the requirements for a single proposal as multiple proposals each 
of which would require a separate Evaluation Fee. If IPC deems a Respondent’s proposal to be multiple proposals, 
IPC will notify the Respondent and allow it to elect to pay the incremental Evaluation Fee or to revise its proposal 
to comply with IPC’s requirements for a single proposal. 
A Respondent that has its proposal selected for the Final Short List and is invited to begin negotiation of an 
agreement must submit an additional fee in an amount equal to $1/kW of proposed resource capacity 
(a Supplemental Fee) to IPC prior to commencement of negotiations. For example, a proposal for a resource with 
a proposed capacity of 80 MW would pay a Supplemental Fee of $80,000 (e.g., 80 MW Project  
* $1/kW = $80,000). The purpose of the Supplemental Fee is to ensure good faith submissions and negotiations 
by the Respondent and to offset the costs that IPC will incur while reviewing proposals and negotiating an 
agreement. The Supplemental Fee will not be refundable.  
6.3. PROPOSAL NAMING 
A Respondent must generate a unique name for each of its proposals (Proposal Code) by selecting and entering 
into the PEF where indicated the Product Type, Proposal Name, Delivery Level and whether the facility is new or 
existing. The resulting Proposal Code must thereafter be used by the Respondent when referring to the proposal 
and must be inserted into the file name of each document for the proposal uploaded by the Respondent. 
The purpose of the Proposal Code is to allow IPC to more easily identify and differentiate among proposals and 
documents particularly if the volume of proposals received is relatively large. 
6.4. PROPOSAL WRITTEN DOCUMENTS 
Written documents must be text‐searchable PDF (portable document format, non‐zipped) and must contain 
documents reproduced directly from the native document (i.e., Word, Excel, MicroStation, AutoCAD). 
Scanned images and documents will be considered irregular and may be rejected.     
6.5. PROPOSAL SUBMISSION REQUIREMENTS 
Exhibits to this RFP summarize the Information that must be uploaded by Respondents to the Portal. 
These include EXHIBIT A – Information for Qualitative Evaluation and EXHIBIT B – Information for Quantitative 
Evaluation attached hereto. Respondents are directed to the individual tabs in the Portal to ensure Respondent 
reviews all of the information and the specific type and level of detail that must be provided.  
Page 15 of 39 
6.6. FIRM PROPOSAL 
Each proposal shall be firm, not subject to price escalation, and binding for one hundred eighty (180) days from 
the date the proposals are due under this RFP.     
6.7. TAXES 
Respondents are responsible for the payment of all sales, conveyance, transfer, excise, real estate transfer, 
business and occupation, and similar taxes assessed with respect to or imposed on either party in connection with 
a proposed agreement.   
6.8. INSURANCE 
The insurance requirements that must be met by Respondent are summarized below. This summary is provided 
for information only. Respondent is directed to the EXHIBIT E – Draft Form Term Sheet for details concerning the 
specific requirements. If a conflict arises between this summary, the requirements in the Draft Form Term Sheet, 
or executed agreement between Respondent and IPC, the executed agreement shall govern. 
This summary is for information only. At its sole cost and expense, Respondent shall maintain (and cause each of 
its agents, independent contractors, and Subcontractors at any tier performing any services on the project to 
maintain) the following insurance, including but not limited to:  
• Workers’ Compensation Insurance with limits of not less than those required by applicable statutes.   
• Employer’s Liability Insurance. When permitted by law, the insurance policies required shall contain 
waivers of the insurer’s subrogation rights against IPC. Respondent shall reimburse IPC for any costs 
(including self‐insured tax audit assessments) incurred in the event Respondent maintains an 
uninsured status within the state of Idaho.  
• Business Automobile Liability Insurance. 
• Commercial General Liability Insurance applicable to all premises and operations, including without 
limitation: (i) bodily injury, (ii) property damage, (iii) contractual liability coverage covering its 
obligations of indemnity and defense, (iv) products and completed operations, (v) independent 
contractors, and (vi) personal and advertising injury. Such insurance shall provide for  
occurrence‐based coverage and shall have such other terms, conditions, and endorsements of 
coverage as are deemed prudent by IPC from time to time.  
• Professional Liability Insurance or Errors and Omissions Insurance, including without limitation, 
coverage for claims of financial loss due to error, act, or omission of Respondent or Respondents 
employees, officers, equity owners, subcontractors at any tier, or agents. Professional Liability 
Insurance shall be maintained for a minimum of two‐years beyond the date of expiration of and 
executed or the agreement otherwise terminated. 
• IP (Intellectual Property/Patent) Insurance covering infringement of copyrights, trademarks, 
and patents, and misappropriation of trade secrets. 
• Fidelity Insurance naming IPC as Loss Payee, for losses arising out of, or in connection with, 
any fraudulent or dishonest acts, including without limitation computer fraud, committed by 
Respondent or Respondent’s employees, officers, equity owners, Subcontractors at any tier, 
or agents, acting alone or with others, including losses of property and funds in their care, 
custody, or control. 
Page 16 of 39 
• Contractor’s Pollution Liability Insurance. Respondent, and Respondent subcontractors or their 
respective agents or employees are performing services under an executed agreement with 
environmental hazards maintains a “Claims Made” policy under this such insurance or its 
replacement insurance shall have a retroactive date of no later than the effective date of the 
agreement. Such insurance policy or its replacement policy shall provide either a minimum of  
two‐years extended reporting period coverage after completion of all services, or a period equal to 
the maximum time under the State of Idaho statute of limitations existing on the effective date for 
potential claims under such insurance, whichever is longer. The policy must also provide 
the following:   
 Coverage for defense, reimbursement, and indemnity obligations assumed by Respondent under 
the and executed agreement related to claims, damages, liabilities, losses, demands, expenses, 
suits, judgments, penalties, fines and costs, including without limitation, investigative costs, 
settlement costs, court costs at all levels, and attorneys’ and expert witness fees and expenses;  
 Coverage for any demands for environmental cleanup costs related to Respondents services 
under the executed agreement;   
 Coverage for the presence, discharge, dispersal, release or escape of smoke, vapors, soot, fumes, 
acids, alkalis, toxic chemicals, liquids or gases, waste materials or other irritants, contaminants or 
pollutants, silt or sediment into or upon land, the atmosphere or any watercourse or body of 
water (Pollution Conditions) emanating from or affecting any location, whether or not owned, 
leased, occupied or otherwise controlled by IPC, to the extent such Pollution Conditions are 
caused by Respondent, its employees, and agents;   
 Coverage for bodily injury, sickness, disease, mental anguish or shock sustained by any person, 
including death, and medical monitoring;  
 Coverage for physical injury to, or destruction of tangible property of, parties other than the 
insured including the resulting loss of use and diminution in value thereof; loss of use, but not 
diminution in value, of tangible property of parties other than that belonging to the insured that 
has not been physically injured or destroyed;  
 Coverage for transportation and non‐owned disposal site (with no sunset clause/restricted 
coverage term) (if applicable);   
 Property damage to include natural resources damage; and  
 No exclusions for asbestos, lead paint, silica or mold/fungus.  
Coverage shall apply to sudden and non‐sudden Pollution Conditions, provided such conditions are not naturally 
present in the environment in the concentration or amounts discovered, unless such natural condition(s) are 
released or dispersed as a result of the performance of covered operations. Respondent additionally agrees to 
name  IPC  as  an  additional  insured  and  to  provide  waiver  of  subrogation  against  IPC  an  to  furnish  insurance 
certificates, showing Respondents compliance. 
• Cyber Liability, Network Security, Data Breach Protection and/or Similar Privacy Liability Insurance. 
In the  event  that  Respondent  will  have    access  to  any  restricted  information  of  IPC,  its  clients, 
customers, employees, prospective employees, or other third parties, whether protected or not by any 
local, statutory, federal or other governing legislation(s) or regulation(s), Respondent shall maintain 
cyber liability, network liability, data breach or similar privacy liability insurance covering actual and/or 
alleged acts, errors or omissions committed by Respondent, its employees, contractors or agents. For 
Page 17 of 39 
purposes of this RFP, “Restricted Information” means any confidential or personal information that is 
protected by law or policy and that requires the highest level of access control and security protection, 
whether  in  storage  or  in  transit,  including  without  limitation,  personal  identity  information  (PII), 
protected  health  information  (PHI),  electronic  protected  health  information  (ePHI)  protected  by 
Federal Health Insurance Portability and Accountability Act legislation, credit card data regulated by 
the Payment Card Industry (PCI), passport numbers, passwords providing access to restricted data or 
resources,  information  relating  to  an  ongoing  criminal  investigation,  court‐ordered  settlement 
agreements requiring non‐disclosure, information specifically identified by contract as restricted, and 
other information for which the degree of adverse affect that may result from unauthorized access or 
disclosure is high. Such insurance shall expressly provide coverage for the following perils up to the full 
limit of coverage with no sublimit:   
 Unauthorized use/access of a computer system or database;   
 Defense of any regulatory or governmental action involving a breach of privacy or similar rights;   
 Failure to protect from disclosure Restricted Information;   
 Notification and remedial action costs (such as credit monitoring) in the event of an actual or 
perceived computer security or privacy breach; and   
 Denial of electronic access, electronic infection, and electronic information damage, whether or 
not required by law.   
Such insurance shall extend to cover damages arising out of any actual or alleged act(s), error(s) or omission(s) of 
any individual when acting under Respondent’s supervision, direction, or control. Such insurance shall provide 
coverage on a worldwide basis. Respondent and its insurer(s) shall waive rights of recovery against IPC for any 
benefits under Respondents cyber‐risk, data breach protection or similar privacy liability insurance. 
• Cargo and Property Insurance. If Respondent, Subcontractor at any tier, or their respective agents or 
employees are transporting and/or storing IPC materials or equipment, Contractor shall provide Cargo 
Insurance and/or Property Insurance (as applicable) covering physical loss or damage, naming IPC as 
Loss Payee, arising out of, or in connection with, any loss associated with transportation or storage of 
IPC equipment or material while in the care, custody, or control of Contractor (or its Subcontractors at 
all tiers). The declared value of the Cargo and/or Property Insurance shall be based on the replacement 
value of the property in question.  
• Insurance required shall be primary and non‐contributory and:   
 Be issued on a U.S. policy by one or more carriers acceptable to IPC and licensed to do business in 
the state where services are rendered;   
 Except as to Workers’ Compensation Insurance, Employer Liability Insurance, and Professional 
Liability Insurance, name IPC as an additional insured or losspayees, as its interests may appear;   
 Not  be  able  to  be  canceled  or  materially  changed  unless  IPC  is given  written  notice  of  such 
cancellation or change at least thirty (30) days in advance;   
 Provide for severability of interests;   
 Waive  all  right  of  subrogation  against  additional  insureds  and IPC,  its  members,  officers, 
employees, agents, and the successors in interest of the foregoing; and   
 Shall not be limited to “ongoing” operations. Respondent shall pay for all deductibles.   
• If approved in advance by IPC in writing, Respondent may use a combination of Umbrella/Excess and 
Primary limits of insurance to provide coverage up to the required amount.  
Page 18 of 39 
• Upon execution of an agreement, Contractor shall provide IPC with a certificate of insurance indicating 
all coverages required hereunder, and copies of all policies if requested by IPC.   
Respondent agrees to carry and keep insurance in full force during the term of any agreements sufficient to fully 
protect IPC from all damages, claims, suits and/or judgments including, but not limited to, errors, omissions, 
violations, fees and penalties caused or claimed to have been caused by, or in connection with the performance 
or failure to perform under the agreements by Respondent, Respondent’s agents or employees, a Respondent’s 
Subcontractor(s), or its agents or employees. Should the Minimum Insurance Requirements of IPC change, the 
Respondent shall be notified in writing and Respondent shall have sixty (60) days to meet the new requirements. 
Should the new requirements add materially to Respondent’s cost, Respondent may notify IPC and request 
adjustment in Respondent’s compensation commensurate with the increase or decrease in Respondent’s cost to 
achieve the new requirements. 
6.9. FINANCIAL AND CREDIT INFORMATION 
Respondent must provide a written response and associated documents in response to the Counterparty 
Financial Questionnaire. Details are further described in EXHIBIT J ‐ Counterparty Financial Questionnaire of 
this RFP. 
6.10. EXCEPTIONS TO THE DRAFT FORM TERM SHEET 
Respondents must provide proposals and pricing that are consistent and compliant with EXHIBIT E – Draft Form 
Term Sheet for the proposed resource type. To the extent that the validity of a Respondent’s proposal and/or the 
Respondent’s ability to execute an agreement is contingent upon material changes to the language in EXHIBIT E – 
Draft Form Term Sheet, the Respondent should specifically identify the terms they propose to change in the form 
of a redline markup and submit the redline with its proposal. To the extent that a Respondent wishes to propose 
changes the Draft Form Term Sheet that, if accepted by IPC, would reduce the Respondent’s proposed pricing the 
proposal should specifically identify in the redline such changes and the associated price reduction. To the extent 
practicable, Respondents should develop exhibits, schedules, attachments and other supplemental documents 
required by the Draft Form Term Sheet in the redline. Respondents proposing to sell existing generation facilities 
should propose in the redline changes to Exhibit E of this RFP for the proposed resource type reflecting the terms 
and conditions on which their proposal is based. 
The proposed changes must be specific and include a detailed explanation and supporting rationale for each. 
General comments, drafting notes and footnotes such as “parties to discuss” will be disregarded and not 
negotiated. Exceptions to the EXHIBIT E – Draft Form Term Sheet requested by a Respondent will be reviewed as 
part of IPC’s qualitative evaluation of the proposal. 
6.11. EXCEPTIONS TO THE TECHNICAL SPECIFICATIONS 
Respondents that propose a resource for IPC ownership must provide proposals and pricing that are consistent 
and compliant with the applicable technical specifications provided as Exhibits to this RFP (“Technical 
Specifications”). To the extent that the validity of a Respondent’s proposal and/or the Respondent’s ability to 
execute an agreement is contingent upon material changes to the language in the Technical Specifications, the 
Respondent must specifically identify the specifications it proposes to change in the form of a redline markup to 
the Technical Specification and submit the redline with its proposal. To the extent that a Respondent wishes to 
Page 19 of 39 
propose changes to the Technical Specification that, if accepted by IPC, would reduce the Respondent’s proposed 
pricing the Respondent should specifically identify in the redline such changes and the associated price reduction. 
To the extent practicable, Respondents should develop exhibits, schedules, attachments and other supplemental 
documents required by the Technical Specification in the redline. 
The proposed changes must be specific and include a detailed explanation and supporting rationale for each. 
General comments, drafting notes and footnotes such as “parties to discuss” will be disregarded and not 
negotiated. Exceptions to the Technical Specifications requested by a Respondent will be reviewed as part of IPC’s 
qualitative evaluation of the proposal. 
6.12. EXCEPTIONS TO THE DRAFT FORM LETTER OF CREDIT 
Respondents that propose a resource for IPC ownership must provide proposals and pricing that are consistent 
and compliant with the EXHIBIT K ‐ Draft Form Letter of Credit. To the extent that the validity of a Respondent’s 
proposal and/or the Respondent’s ability to execute an agreement is contingent upon material changes to the 
language in the Draft Form Letter of Credit, the Respondent should specifically identify the terms they propose to 
change in the form of a redline markup to EXHIBIT K ‐ Draft Form Letter of Credit and submit the redline with its 
proposal. To the extent that a Respondent wishes to propose changes to the Draft Form Letter of Credit that, 
if accepted by IPC, would reduce the Respondent’s proposed pricing the proposal should specifically identify in 
the redline such changes and the associated price reduction.  
The proposed changes must be specific and include a detailed explanation and supporting rationale for each. 
General comments, drafting notes and footnotes such as “parties to discuss” will be disregarded and not 
negotiated. Exceptions requested by a Respondent will be reviewed as part of IPC’s qualitative evaluation of 
the proposal. 
6.13. CLARIFICATION OF PROPOSALS 
While evaluating a proposal, IPC may request clarification or additional information from the Respondent about 
any item in its proposal. Such requests will be sent via the Portal by IPC and the Respondent must provide a 
response via the Portal back to IPC within five (5) business days, or IPC may deem the Respondent to be  
non‐responsive and either suspend or terminate further evaluation of its proposal. Respondents are encouraged 
to provide an alternate point of contact to ensure a timely response to clarification requests. 
6.14. ADDENDA TO RFP 
Any additional responses required from Respondents as a result of an Addendum to this RFP shall become part of 
each proposal. Respondents must acknowledge receipt of and list all Addenda where indicated in the PEF. 
7. Proposal Evaluation, Negotiation and Approval 
7.1. EVALUATION PROCESS 
The proposal evaluation process will include both qualitative and quantitative components.  
The evaluation process begins with a screen to identify and remove from further evaluation proposals that are 
incomplete or do not comply with the basic requirements of the Solicitation (Threshold Screen). Examples of 
Page 20 of 39 
situations where a proposal fails the Threshold Screen include, but are not limited to, 1) the proposed product is 
not compliant with the Product definitions, 2) a substantial number of data fields in the PEF are incomplete, 
3) key Information necessary to complete a comprehensive evaluation have not been uploaded. 
Proposals that pass the Threshold Screen will then enter a detailed qualitative and quantitative evaluation. 
In evaluating proposals, IPC, in its sole discretion, will give weight and importance to the evaluation criteria 
listed below: 
• Project Feasibility;  
• Project Capability;  
• Counterparty Profile; 
• Community Stewardship; 
• Price and Overall Cost to IPC; and  
• Any other factors deemed appropriate by IPC. 
7.2. ADDITIONAL RIGHTS  
IPC may, in its sole discretion, at any time during the Solicitation: 
1. Appoint evaluation committees to review proposals, seek the assistance of outside technical experts 
and consultants in proposal evaluation, and seek or obtain data from any source that has the 
potential to improve the understanding and evaluation of the responses to this RFP. 
2. Revise and modify, at any time before the Deadline for Proposal Submittal, the factors it will consider 
in evaluating proposals and to otherwise revise or expand its evaluation methodology.   
3. Hold interviews and meetings to conduct discussions and exchange correspondence with either all 
Respondents or only those with proposals that IPC elects to select for detailed discussions 
(Initial Short Listed Proposals) in order to seek an improved understanding and evaluation of an 
individual Respondent’s proposal. 
4. Issue a new RFP. 
5. Cancel or withdraw the entire RFP or any part thereof. 
7.3. ACCEPTANCE AND REJECTION OF PROPOSALS 
IPC may or may not award an agreement after analysis and evaluation of the proposals. IPC reserves the right to 
reject any and all proposals, to waive minor formalities and irregularities, and to evaluate the proposals to 
determine which, in IPC’s sole judgment, represents the best value for the Products requested.   
7.4. AGREEMENT NEGOTIATIONS 
In anticipation of an award, there will be a period of negotiations to finalize the agreement(s) between the 
parties. An agreement, including all terms, conditions, exhibits, and attachments must be executed by both IPC 
and the successful Respondent in order to create a binding enforceable agreement between IPC and the 
successful Respondent.   
Page 21 of 39 
7.5. EXCLUSIVITY 
If and when a proposal is selected for the Final Short List, from that date through the date of execution by both 
Parties of an agreement, the Respondent and/or its affiliates shall not execute an agreement with any other party 
for the sale of the proposed Product(s) such that the Respondent would no longer be able to provide the Products 
proposed in the proposal. 
7.6. PUBLICITY 
The Parties intend to issue joint public announcements, in the form of press releases, case studies, and/or other 
materials, containing content mutually agreed to by the Parties, upon execution of the agreements. Neither party 
shall use the name, logo, or any other indicia of the other party in any public statement, press release, 
other public relations or marketing materials, the identity of the other party, or any underlying information with 
respect to the agreement(s) at any time without the prior written consent of the other party, which it may 
withhold in such other party’s sole discretion. Prior to making any such permitted use, each party shall provide for 
the other party’s review and approval any publicity materials. Any and all goodwill from use of IPC’s name, 
logo, or indicia will inure to IPC’s sole and exclusive benefit. 
7.7. COMMISSION APPROVAL  
As stated previously in Section 2.3, execution of an agreement will ultimately be subject to Commission approval.   
7.8. ENTIRE RFP 
This RFP and all Exhibits, Attachments, Datasheets, Forms, and Addenda within the Portal event are incorporated 
herein by this reference and represent the final expression of this RFP. Only information supplied by IPC in writing 
through the parties listed herein or by this reference made in the submittal of this RFP shall be used as the basis 
for the preparation of Respondents proposals.

EXHIBIT A – Information for Qualitative Evaluation 
A summary of the information that must be uploaded to the Portal by Respondents for purposes of the 
qualitative evaluation is provided below. The required information differs among the product types. 
This is provided for information only. Respondents are directed to the Portal to review all of the 
information and the specific type and level of detail that must be provided for each product type. 
That level of detail is not provided in this Exhibit. In the case of conflict between this summary and the 
detail identified in the Portal, the detail identified in the Portal shall govern.  
PROJECT FEASIBILITY 
1. Proposals must describe the resource technology including a description of key aspects, 
features, benefits, drawbacks, and history of its development and current status of 
deployment for utility scale operations.  
2. Proposals must include a description of 1) status of major equipment procurement for the 
solar, wind and storage components, where applicable, 2) engineering, procurement, 
and construction bids and awards, 3) project/asset useful life, and 4) defect and performance 
warranty terms of solar and/or storage systems. 
3. Proposals must state a point of delivery which meets the requirements for the proposed 
Product as specified in the Technical Specification section of the RFP.   
4. Proposals for transmission connected resources must include documentation showing that 
the resource is on track to achieve interconnection by the date indicated in Respondent's 
project schedule. Proposals must also include documentation that the Respondent has 
estimated and included the costs for Interconnection Customer’s Interconnection Facilities 
and Transmission Provider Interconnection Facilities in its proposed pricing.  
5. Proposals for distribution connected resources must include documentation showing that the 
resource is on track to achieve interconnection by the date indicated in the Respondent's 
project schedule. Proposals must also include documentation that the Respondent has 
estimated and included the costs for Interconnection Customer’s Interconnection Facilities 
and Transmission Provider Interconnection Facilities in its proposed pricing. 
6. Proposals involving wind resources must include nodal economic analyses or curtailment 
analysis under base case (n‐1) and outage scenarios (n‐x) showing expected unit economic 
metrics (including congestion impacts on: capacity factor, produced energy, and generation 
revenue) for the project at the proposed delivery points.   
7. Proposals must include proof of site control satisfactory to IPC. Proof of site control includes 
copies of title, lease, option to lease documents proving control is/can be established per the 
date specified in the Respondent's project schedule.   
8. Proposals involving existing resources must describe any major current and/or historical 
operational issues, root causes and mitigation and any capital improvements that are 
necessary to ensure reliability.  
9. Proposals must include a realistic and attainable project plan and schedule considering all 
permits and approvals, supply chain, site acquisition, interconnection, and transmission. 
The project plan must describe Respondent’s approach for completing the project. 
Page 23 of 39 
10. Proposals must include the Exhibit E ‐ Draft Form Term Sheet relevant to the product being 
proposed with changes requested by Respondent (if any) shown in redline consistent with 
the Exceptions to Exhibit E ‐ Draft Form Term Sheet requirements stated in the RFP.   
11. Proposals must include the Exhibit K ‐ Draft Form Letter of Credit relevant to the product 
being proposed with changes requested by Respondent (if any) shown in redline consistent 
with the Exceptions to Exhibit E ‐ Draft Form Term Sheet requirements stated in the RFP. 
12. Proposals must include the Technical Specifications relevant to the product being proposed 
with changes requested by Respondent (if any) shown in redline strikeout consistent with the 
Exceptions to Technical Specifications requirements stated in the RFP.   
13. Proposals must include the Attachment A and/or Appendix A of the applicable Technical 
Specifications relevant to the product being proposed with Preferred Vendors of the major 
equipment suppliers of the Respondent’s project marked or specified. 
14. A proposal must state whether or not it is contingent on any other proposal submitted by the 
Respondent. For example, a proposal for implementation of a solar plus storage resource at a 
site and a separate proposal for implementation of a wind plus storage resource at the same 
site are contingent on one another (implementation of one precludes implementation of 
the other).   
15. Proposals must include a financing plan for the proposed resource. Respondent will be 
scored on the credibility of its plan to raise all tranches of capital needed to successfully close 
on both construction and permanent financing, which may include the following: 
debt, tax equity related to accelerated tax deprecation (5 year MACRS); tax equity for the ITC 
and/or application for the Treasury’s Grant‐in‐lieu of ITC Program (if applicable), 
and Respondent’s own equity. 
16. Proposals for solar plus storage or wind plus storage resources must provide documentation 
that the energy storage system is integrally connected to the functioning of the associated 
solar or wind generation facility and that the energy storage system will be exclusively 
charged with energy from the associated solar or wind generation facility for the first five (5) 
or more years of operation. Documentation must also be provided that the current 
“beginning of construction” IRS guidance will be met such that the resource will qualify for 
the greatest potential investment tax credit under federal tax law. Documentation must also 
be provided that if and to the extent that future federal tax law changes result in increased 
tax advantages to the resource that a share of such advantages will be quantified and passed 
through to IPC. 
PROJECT CAPABILITY 
17. Proposals for solar plus storage resources must include a forecast of the expected annual 
energy output of the resource performed using PVSyst or equivalent, and a guaranteed 
annual output as a percentage of forecast. Resources will be subject to annual review of 
metered output to determine compliance with guarantee. 
18. Proposals for wind plus storage resources must include a forecast of the expected annual 
energy output of the resource performed. Proposals must include expected (p50, p90 and 
p99) capacity factors, including hourly shapes (actual or based on weather data) including at 
least one output file for the performed analysis. 
Page 24 of 39 
19. Proposals involving storage must state a maximum storage duration. 
20. Proposals involving storage must state the allowed storage cycles per day. 
21. Proposals involving storage must state the round‐trip efficiency. 
22. Proposals involving storage must state the annual baseline degradation and variable 
degradation per cycle. 
23. Proposals involving storage must state the time required to charge the resource from 
minimum to maximum state of charge. 
24. Proposals involving storage must include a Capacity Guarantee. Resources will be subject to 
annual test with test results adjusted to guarantee conditions to determine compliance with 
guarantee. 
25. Proposals involving storage must include both a guaranteed equivalent forced outage rate 
(EFOR) and a guaranteed equivalent availability factor (EAF).   
26. Proposals must state the ability of the resource to provide ancillary services 
(regulation, spinning reserves, non‐spinning reserves, load following, black start).  
27. Proposals for existing resources must include documentation of all Notice of Violation (NOV) 
issued by the Idaho Department of Environmental Quality (DEQ) and documentation of 
corrective action, settlement and penalty. 
COUNTERPARTY PROFILE 
Respondents must provide information below and answer all questions in the Proposal Entry Form for 
this RFP. Additionally, Respondents shall provide further supporting documentation as requested 
by IPC  
28. Proposals must provide safety information for the most recent three (3) years including, 
but not limited to, an annual statement of worker’s compensation Experience Modification 
Rating (EMR), the OSHA Recordable Injury Rates (RIR), and the U.S. Bureau of Labor Statistics 
(BLS) SIC Code RIR > 1.0, the OSHA citation history, Lost Time Accidents (LTA), number of 
OSHA‐Recordable Cases, and employee hours worked. 
29. Respondent must provide an electronic copy of its safety manual. Respondents with safety 
manuals that have not been updated to meet current OSHA standards within the last twelve 
(12) months may be disqualified. Respondent must also provide a statement of Respondent’s 
ability to provide an individual that has completed the OSHA thirty (30) hour outreach 
training course; will be committed and available to support the Services to be performed 
under the proposal; and will be responsive in a timely manner to IPC’s request for 
participation in safety events, analysis and/or sessions. 
30. Proposals must include a list of any citations, notices of violation, legal proceedings, 
fines, or project terminations that any Federal, State, local regulatory agency or department, 
corporation, or individual has issued to or against Respondent, or any employee of 
Respondent while that employee was working for Respondent (Citations). For each Citation, 
state the nature of the Citation and the date of its resolution, together with the contact 
person for Respondent who could address any questions about the matter. If there are no 
Citations, Respondent shall provide such a statement. 
Page 25 of 39 
31. Respondent must complete and submit the Counterparty Financial Questionnaire and upload 
a current organizational chart displaying all organizational relationships including parent 
company, holding company, subsidiaries, sister companies, associates, or other related 
entities as applicable.  
32. Proposals must include a description of Respondent’s experience developing resources 
similar to that proposed. Additional review of Respondent's direct development experience, 
positive or negative third‐party references, and industry reputation may result in the 
Respondent receiving a higher or lower score than application of the above criteria would 
otherwise indicate. 
33. Proposals must include a general description of the cyber security requirements, practices, 
and policies of the Respondent. Respondent must state that any and all equipment utilized in 
the proposed resource will not be procured through an Office of Foreign Assets Control 
(OFAC) designed entity or otherwise be comprised of equipment prohibited for use by 
electric utilities in the United States. 
COMMUNITY STEWARDSHIP 
34. Proposals must state the number of full‐time, permanent jobs that will be created in IPC’s 
service territory, details regarding the types of jobs (i.e., roles/functions/titles) and the 
number of positions for each respectively by year. A full‐time, permanent job means 
2,080 straight‐time paid hours in a fiscal year with benefits. 
35. Proposals must provide details and dollar value of permanent capital investment that 
company intends on making in IPC’s service territory (i.e., office lease, warehouse lease, 
land purchase, etc.) and any timeline associated with these investments.   
36. Each proposal must state whether an owner, equity holder, partner, member, or principal of 
Respondent is a manufacturer, supplier, distributor, or provider (Provider) of  
technology‐related systems, equipment, components, parts, technologies and/or services. 
If so, the proposal must state the name, address and state of organization of such Provider, 
describe the nature of the Provider’s business, and a description of where the Resource 
supplies and materials will be sourced from, as well as the percentage, if any, 
of such sourcing: 
• Outside the USA (provide name and location) 
• In the USA, but outside the State of Idaho and Oregon (provide name and location) 
• In the state of Idaho and Oregon, but outside IPC’s service territory 
• Within IPC’s service territory (provide name and location) 
• By subcontractors of Respondent, if available 
• A commitment to offer subcontracting opportunities to industry‐leading small, 
local and/or diverse/minority‐owned businesses.  

Page 26 of 39 
37. Respondent must provide information concerning any environmental, social, and governance 
(ESG) initiatives and any supplier programs, including but not limited to: 1) Risk Rating score it 
has received from Sustainalytics, an established ESG rating agency, or scores  from other ESG 
rating agencies may be substituted in place of Sustainalytics ratings if they are substantially 
similar in rating methodology and quality; 2) and any other supplier programs 
(Small Business And Small Disadvantaged Business Programs, mentoring programs, 
and academic opportunities). 

Page 27 of 39 
EXHIBIT B – Information for Quantitative Evaluation 
A summary of the information that must be uploaded by the Respondent to the Portal for purposes of the 
quantitative evaluation is provided below. This is provided for information only. Respondents are directed 
to the tabs in the Portal to review all of the information and the specific type and level of detail that must 
be provided. That level of detail is not provided in this Exhibit. In the case of conflict between this 
summary and the detail identified in the Portal, the detail identified in the Portal shall govern.  
Storage Technologies 
 Battery age (if existing) (cycles) 
 Technology 
 In Service Date 
 Battery life (years) 
 Battery life (cycles) 
 Number of units 
 Age of plant (if existing) 
 Technical Life 
 Storage Capacity (MWh) 
 Battery capacity at peak hour (MW) 
 Nameplate Capacity (MW) 
 Auxiliary Load (MW) 
 Duration (hours) 
 Average daily capacity 
 Charge efficiency (%) 
 Discharge efficiency (%) 
 Annual capacity degradation (% of MW 
per year) 
 Capacity degradation per cycle (% of 
MW per cycle) 
 Annual Energy degradation (% of MWh 
per year) 
 Energy degradation per cycle (% of 
MWh per cycle) 
 Minimum state of charge (%) 
 Maximum state of charge (%) 
 Round trip charging losses (%) 
 Maximum number of cycles allowed per 
day (cycles) 
 Maximum number of cycles allowed per 
month (cycles) 
 Maximum number of cycles allowed per 
week (cycles) 
 Maximum number of cycles allowed per 
year (cycles) 
 Maximum time battery can output at 
maximum generating capacity (hours) 
 Maximum generation capacity at IPC 
peak hours (%) 
 Maintenance outages per year (number) 
 Forced outage rate (%) 
 Mean planned repair time (hours) 
 Mean forced repair time (hours) 
 Overnight installed cost ($/kW, $/kWh, 
$) 

Wind Technologies 
 In Service Date 
 Number of units 
 Age of plant (if existing) 
 Technical Life 
 8760 shape of generation output 
 Storage Capacity (MWh) 
 Battery capacity at peak hour (MW) 
 Nameplate Capacity (MW) 
 Auxiliary Load (MW) 
 Average daily capacity 
 Minimum guaranteed energy level 
 Annual capacity degradation (% of MW 
per year) 
Page 28 of 39 
 Maximum time battery can output at 
maximum generating capacity (hours) 
 Maximum generation capacity at IPC 
peak hours (%) 
 Maintenance outages per year (number) 
 Forced outage rate (%) 
 Mean planned repair time (hours) 
 Mean forced repair time (hours) 
 Overnight installed cost ($/kW, $/kWh, 
$) 

Solar Technologies
 In Service Date 
 Number of units 
 Age of plant (if existing) 
 Technical Life 
 8760 shape of generation output 
 Storage Capacity (MWh) 
 Battery capacity at peak hour (MW) 
 Nameplate Capacity (MW) 
 Auxiliary Load (MW) 
 Average daily capacity 
 Minimum guaranteed energy level 
 Annual capacity degradation (% of MW 
per year) 
 Maximum time battery can output at 
maximum generating capacity (hours) 
 Maximum generation capacity at IPC 
peak hours (%) 
 Maintenance outages per year (number) 
 Forced outage rate (%) 
 Mean planned repair time (hours) 
 Mean forced repair time (hours) 
Overnight installed cost ($/kW, $/kWh, 
$) 

Page 29 of 39 
EXHIBIT C – Information on Preferred Locations 
The following diagram summarizes the preferred locations and points of delivery for Products proposed in response to this RFP. This is provided 
for information only. Respondents are directed to the Portal for the most recent version of this information. In the case of conflict between this 
information and the information provided in the Portal, the form provided in the Portal shall govern. 

Page 30 of 39 
EXHIBIT D – Information on Most Valuable Hours 
The following table illustrates the hours during which capacity and energy are most valuable to IPC for a typical day in each month for the year 
2023. Proposals that can help meet 2023 peak capacity needs during critical hours while reducing surpluses off‐peak will benefit in IPC’s analysis. 
This is provided for information only. Respondents are directed to the Portal for the most recent version of this information. In the case of conflict 
between this information and the information provided in the Portal, the form provided in the Portal shall govern. 
  Summer 2023 
Identified Capacity (Deficit) in MW 
(approximate) 
(80) 

Most Valuable Hours 
  0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 
January                                      
February                                      
March                                      
April                                
May                                
June                                       
July                                       
August                                       
September                                       
October                                
November                                      
December                                      

 = Critical Hours: These are the critical need hours for Idaho Power's capacity deficit 
 = Valuable Hours: These are in addition to the critical hours; IPC’s analysis will favor resources that can meet both the critical 
hours and the valuable hours 
Page 31 of 39 
EXHIBIT E – Draft Form Term Sheet  
Respondents are directed to the Portal for the Draft Form Term Sheet that must be redlined and uploaded to 
the Portal.    
Page 32 of 39 
EXHIBIT F – BESS Technical Specifications 
Respondents are directed to the Portal for the BESS Technical Specifications that must be met for a BESS project 
offered for IPC ownership. 

Page 33 of 39 
EXHIBIT G – Solar Technical Specifications 
Respondents are directed to the Portal for the Solar + Storage Technical Specifications that must be met for a 
Solar + Storage project offered for IPC ownership. 

Page 34 of 39 
EXHIBIT H – Wind Technical Specifications 
Respondents are directed to the Portal for the Wind Technical Specifications that must be met for a Wind + 
Storage project offered for IPC ownership. 
Page 35 of 39 
EXHIBIT I – Mutual Non‐Disclosure Agreement 
Respondents are directed to the Portal for the draft form Mutual Non‐Disclosure Agreement that must be 
executed prior to discussion of IPC specific cyber security requirements. 

Page 36 of 39 
EXHIBIT J ‐ Counterparty Financial Questionnaire 
Respondents are directed to the Portal for the Counterparty Financial Questionnaire document for which a 
response must be included in any proposal.
Page 37 of 39 
EXHIBIT K – Draft Form Letter of Credit 
Respondents are directed to the Portal for the Draft Form Letter of Credit that must be redlined and submitted as 
part of a proposal 

Page 38 of 39 
End of Document