Loading...
HomeMy WebLinkAbout2011annualreport.pdf December 1, 2011 The Honorable C.L. “Butch” Otter Governor of Idaho Statehouse Boise, ID 83720-0034 Dear Governor Otter: It is my distinct pleasure to submit to you, in accordance with Idaho Code §61-214, the Idaho Public Utilities Commission 2011 Annual Report. This report is a detailed description of the most significant cases, decisions and other activities during 2011. The financial report on Page 8 is a summary of the commission’s budget through the conclusion of Fiscal Year 2011, which ended June 30, 2011. It has been a privilege and honor serving the people of Idaho this past year. Sincerely, Paul Kjellander President       IPUC Annual Report 2011  2 | P a g e This report and all the links inside can be accessed online from the Commission’s Website at www.puc.idaho.gov. Click on “File Room,” in the upper-left-hand- corner and then on “ IPUC 2011 Annual Report.” IPUC Annual Report 2011  3 | P a g e Idaho Public Utilities Commission 472 West Washington Street  Boise, Idaho 83702    Mailing Address:  P.O. Box 83720  Boise, Idaho 83720‐0074    208/334‐0300  Web site: www.puc.idaho.gov       Commission Secretary  334‐0338  jean.jewell@puc.idaho.gov    Executive Administrator 334‐0330  Joe.leckie@puc.idaho.gov     Executive Assistant/Public Information Officer 334‐0339  gene.fadness@puc.idaho.gov.     Utilities Division  334‐0368    Legal Division  334‐0324    Rail Section and Pipeline Safety     334‐0330    Consumer Assistance Section  334‐0369    Outside Boise, Toll‐Free Consumer Assistance 1‐800‐432‐0369    Idaho Telephone Relay Service (available statewide)  Voice: 1‐800‐377‐1363  Text Telephone: 1‐800‐377‐3529  TRS Information:    1‐800‐368‐6185      With this report, the Idaho Public Utilities Commission has satisfied Idaho Code 61‐214; this is a “full and complete account” of  the most significant cases to come before the commission during the 2011 calendar year. (The financial report on Page 8 covers  Fiscal Year July 1, 2010 through June 30, 2011.)     Anyone with access to the Internet may also review the commission’s agendas, notices, case information and decisions by  visiting the IPUC’s Web site at: www.puc.idaho.gov. Commission records are also available for public inspection at the  commission’s Boise office, 472 W. Washington St., Monday through Friday, 8 a.m. to 5 p.m. A nominal fee of 5 cents per page  may be charged for the cost of copying, typically for 30 or more pages.    The Idaho Public Utilities Commission, as outlined in its Strategic Plan, serves the citizens and utilities of Idaho by determining  fair, just and reasonable rates for utility commodities and services that are to be delivered safely, reliably and efficiently. During  the period covered by this report, the commission also had responsibility for ensuring all rail services operating within Idaho do  so in a safe and efficient manner. The commission also has a pipeline safety section that oversees the safe operation of the  intrastate natural gas pipelines and facilities in Idaho.  IPUC Annual Report 2011  4 | P a g e The Commissioners    Paul Kjellander       Commissioner Kjellander rejoined the Idaho Public Utilities Commission  in April 2011 following his service as administrator of the Office of Energy  Resources (OER).  Kjellander replaced former Commission Chairman Jim  Kempton who elected not to seek re‐appointment. Kjellander, who was  elected president of the commission in April 2011, was appointed to his  current six‐year term by Idaho Governor C.L. “Butch” Otter.       Kjellander previously served on the Commission from January 1999 until  October 2007.  In 2007, Governor Otter appointed Kjellander to head up the  newly created OER.  During his 3.5 years at OER, Kjellander created an aggressive energy  efficiency program funded through the federal American Recovery and Reinvestment Act.  Kjellander was also elected to serve as a board member on the National Association of State  Energy Officials.       Kjellander, a Republican, was elected to three terms (1994‐1999) in the Idaho House of  Representatives, where he served as a member of the House State Affairs, Judiciary and Rules,  Ways and Means, Local Government and Transportation committees. During his last term in  office, Kjellander was elected House Majority Caucus Chairman. His legislative service includes  membership on the Legislature’s Information Technology Advisory Council and the  House/Senate Joint Committee on Technology. He also served as co‐chairman of the Legislative  Task Force on the Federal Telecommunications Act of 1996 and vice chairman of the Council of  State Governments‐West “Smart States Committee.” His interim legislative committee  assignments included the Optional Forms of County Government Committee, Capital Crimes  Committee and the Private Property Rights Committee.         Kjellander has also served as director of the Distance Learning Program at Boise State  University’s College of Applied Technology and head of broadcast technology. At the BSU Radio  Network he was station manager, director of the Special Projects Unit and director of News and  Public Affairs.        Kjellander’s undergraduate degrees from Muskingum College, Ohio, are in communications,  psychology and art. He has a master’s degree in telecommunications from Ohio University.        As a member of the National Association of Regulatory Commissioners (NARUC), Kjellander  has served on the Telecommunications, Consumer Affairs, and Electricity committees. He was  also appointed by the chairman of the Federal Communication Commission to the  Federal/State Board of Jurisdictional Separations and served as chairman.  He is currently  serving as a NARUC representative to the North American Numbering Council (NANC).              IPUC Annual Report 2011  5 | P a g e Marsha H. Smith       Commissioner Smith is serving her fourth term on the commission.  Her  current term expires in January 2015.  Smith, a Democrat, served as  commission president from November 1991 to April 1995.        Commissioner Smith is vice chair of the Western Electricity Coordinating  Council (WECC) Board of Directors, chairs the WECC Compliance Committee  and is a member of the Scenario Planning Steering Group for the Regional  Transmission Expansion Planning Project.  She represents Idaho on the Western  Interconnection Regional Advisory Body and the State‐Provincial Steering Committee.         Smith is a past president of the National Association of Regulatory Utility Commissioners  (NARUC), serves on the NARUC Board and is a member and past chair of NARUC’s Electricity  Committee.  She is also state co‐chair of the Steering Committee of the Northern Tier  Transmission Group.  She chaired the Western Interstate Energy Board’s Committee for  Regional Electric Power Cooperation from October 1999 to October 2005.  She is a member of  the National Council on Electricity Policy Steering Committee, the Harvard Electricity Policy  Group, the Idaho State Bar and board president of the Log Cabin Literary Center.       Smith received a bachelor of science degree in biology/education from Idaho State University,  a master of library science degree from Brigham Young University and her law degree from the  University of Washington.     Before her appointment to the commission, Commissioner Smith served as deputy attorney  general in the business regulation/consumer affairs division of the Office of the Idaho Attorney  General and as deputy attorney general for the Idaho Public Utilities Commission.  She was the  commission's director of Policy and External Affairs and chair of the NARUC Staff Subcommittee  on Telecommunications.     A fourth‐generation Idahoan, Commissioner Smith has two sons.                      IPUC Annual Report 2011  6 | P a g e   Mack A. Redford       Commisisoner Redford was appointed to the commission in February  2007 by Gov. Butch Otter. During 2008 through April 2009, he served as  president of the commission. His term expires in January 2013.       At the time of his appointment, Commissioner Redford practiced law for  the Boise‐based firm of Elam & Burke PA, specializing in commercial  transactions, construction and engineering law, mediation, real estate and  general business.      Redford grew up in the Weiser and Caldwell areas, graduating from  Caldwell High School. He received both his bachelor’s and law degree from the University of  Idaho and in 1967 became a deputy in the Idaho attorney general’s office. In 1977, he became a  deputy attorney general for the Trust Territory of the Pacific Islands, headquartered in Saipan,  Northern Mariana Islands. The territory included a chain of 2,000 islands stretching from Hawaii  to the Philippines.       In 1981, Redford became general counsel for Morrison Knudsen Engineers and Morrison  Knudsen International, a position that took him to Saudi Arabia where MK was building the King  Khalid Military City. In 1991, Redford was retained by TransManche Link, based in Folkestone,  England, where he was legal counsel for the Channel Tunnel Contractors, the builders of the 31‐ mile Channel Tunnel connecting England and France. It is the second‐largest rail tunnel in the  world.      In 1992, Commissioner Redford joined the Boise firm of Park & Burkett. In 1993, he was  retained by the World Bank of the Government of Nepal as contract and claims counsel for the  Arun Ill Hydroelectric Project. In 1996, he became general counsel for Micron Construction,  which was later acquired by Kaiser Engineers. He joined the Boise law firm of Elam & Burke in  2001.      Since his appointment, Commissioner Redford has become active in the National Association  of Regulatory Commissioners (NARUC) where he serves on the International Relations  and  Water committees as well as the Subcommittee of Nuclear Issues‐Waste Disposal.      Commissioner Redford and his wife, Nancy, are the parents of two children.                              IPUC Annual Report 2011  7 | P a g e IDAHO PUBLIC UTILITIES COMMISSION, 1913‐2008  Commissioner From To                  J. A. Blomquist May 8, 1913 Jan. 11, 1915  A. P. Ramstedt May 8, 1913 Feb. 8, 1917  D. W. Standrod May 8, 1913 Dec. 1, 1914  John W. Graham Dec. 1, 1914 Jan. 13, 1919  A. L. Freehafer Jan. 14, 1915 Jan. 31, 1921  George E. Erb Dec. 8, 1917 April 14, 1923  Everett M. Sweeley May 23, 1919 Aug. 20, 1923  J. M. Thompson Feb. 1, 1921 Dec. 20, 1932  Will H. Gibson April 16, 1923 June 29, 1929  F. C. Graves Sept. 7, 1923 Nov. 12, 1924  Frank E. Smith March 6, 1925 Feb. 25, 1931  J. D. Rigney July 2, 1929 Sept. 30, 1935  M. Reese Hattabaugh March 2, 1931 Jan. 26, 1943  Harry Holden March 27, 1933 Jan. 31, 1939  J. W. Cornell Oct. 1, 1935 Jan. 11, 1947  R. H. Young Feb. 1, 1939 March 19, 1944  B. Auger Feb. 1, 1943 March 9, 1951  J. D. Rigney March 30, 1944 April 30, 1945  W. B. Joy May 1, 1945 March 9, 1951  H. N. Beamer Jan. 17, 1947 Dec. 31, 1958  George R. Jones March 12, 1951 Jan. 31, 1957  H. C. Allen March 12, 1951 Feb. 28, 1957  A. O. Sheldon March 1, 1957 June 30, 1967  Frank E. Meek Feb. 1, 1957 Feb. 5, 1964  Ralph H. Wickberg Jan. 14, 1959 Feb. 23, 1981  Harry L. Nock May 1, 1964 Sept. 30, 1974  Ralph L. Paris July 1, 1967 Oct. 5, 1967  J. Burns Beal Dec. 1, 1967 April 1, 1973  Robert Lenaghen April 1, 1973 April 15, 1979  M. Karl Shurtliff Oct. 1, 1974 Dec. 31, 1976  Matthew J. Mullaney Jan. 2, 1977 Feb. 15, 1977  Conley Ward, Jr. March 7, 1977 Feb. 9, 1987  Perry Swisher April 16, 1979 Jan. 21, 1991  Richard S. High Feb. 24, 1981 April 30, 1987  Dean J. Miller March 16, 1987 Jan. 30, 1995  Ralph Nelson May 4, 1987 Feb. 12, 1999  Marsha H. Smith Jan. 21, 1991 Now Serving  Dennis S. Hansen Feb. 1, 1995 Feb. 19, 2007  Paul Kjellander Feb. 15, 1999 Oct. 19, 2007  Mack Redford                                                             Feb. 19, 2007           Now serving  Jim Kempton                                                                Oct. 22, 2007           April 1, 2011  Paul Kjellander        April 3, 2011        Now serving     IPUC Annual Report 2011  8 | P a g e   Financial Summary        FISCAL YEARS 2007 ‐ 2011    Description FY2007 FY2008 FY2009 FY2010 FY2011  Personnel Costs $3,467,401     $3,898,109 $4,072,505 $3,939,023 $3,996,943  Travel $146,491 $181,275 $136,859 $127,352 $145,593  Consultants $13,949 $16,041 $0.00 $3,498 $0.00  Subscriptions $28,321 $27,036 $22,883 $28,355 $27,363   Emp. Training $28,827 $33,190 $21,396 $17,079 $29,227  Postage $8,027 $7,174 $8,338 $8,019 $8,536  Telephone $28,007 $27,335 $27,910 $22,454 $20,876  Office Supplies $12,824 $17,697 $14,679 $15,307 $14,032  Office Rent $355,643 $236,497 $236,704 $252,906 $283,959  Maintenance $14,223 $15,817 $10,290 $15,694 $7,409  Insurance $2,702 $5,976 $6,380 $3,732 $1,286  Office Equip. $8,690 $5,279 $1,095 $2,973 $34,368  Computer Equip. $26,809 $15,934 $4,262 $3,185 $0.00  Commissioner Equip. $0.00 $0.00 $22,052 $0.00 $0.00  Other Equip. $0.00 $0.00 $0.00 $0.00 $0.00  Other Expenses $113,671 $122,130 $102,775 $92,913 $116,094  =========================================================================  Total   Expenditures $4,255,596 $4,609,484 $4,688,128 $4,531,990 $4,685,686    Appropriations $4,545,300 $4,944,400 $5,236,800 $5,266,100 $5,142,600  ‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐  Unexpended   Balance $289,704 $334,916 $548,672 $734,110 $456,914    IPUC Annual Report 2011  9 | P a g e   Commission Structure and Operations    Under state law, the Idaho  Public Utilities Commission  supervises and regulates Idaho’s  investor‐owned utilities –  electric, gas,  telecommunications and water  – assuring adequate service and  affixing just, reasonable and  sufficient rates.        The commission does not  regulate publicly owned,  municipal or cooperative  utilities.        The governor appoints the  three commissioners with  confirmation by the Idaho  Senate. No more than two  commissioners may be of the  same political party. The  commissioners serve staggered  six‐year terms.        The governor may remove a  commissioner before his/her  term has expired for dereliction  of duty, corruption or  incompetence.       The three‐member  commission was established by  the 12th Session of the Idaho  Legislature and was organized  May 8, 1913 as the Public  Utilities Commission of the State  of Idaho. In 1951 it was  reorganized as the Idaho Public  Utilities Commission. Statutory  authorities for the commission  are established in Idaho Code  titles 61 and 62.       The IPUC has quasi‐legislative and quasi‐judicial as well as executive powers and duties.  Why can’t you tell them no?       One of the most frequent questions we get after a utility files  a rate increase application is, “Why can’t you just tell them no?”         For nearly 100 years, public utility regulation has been based  on the regulatory compact between utilities and regulators:  Regulated utilities agree to invest in the generation, transmission  and distribution necessary to adequately and reliably serve all  the customers in their assigned territories. In return for that  promise to serve, utilities are guaranteed recovery of their  prudently incurred expense along with an opportunity to earn a  reasonable rate of return.            In setting rates, the commission must consider the needs of  both the utility and its customers. The commission serves the  public interest, not the popular will. It is not in customers’ best  interest, nor is it in the interest of the State of Idaho, to have  utilities that do not have the generation, transmission and  distribution infrastructure to be able to provide safe, adequate  and reliable electrical, natural gas and water service. This is a  critical, even life‐saving, service for Idaho’s citizens and essential  to the state’s economic development and prosperity.         Unlike unregulated businesses, utilities cannot cut back on  service as costs increase. As demand for electricity, natural gas  and water grows, utilities are statutorily required to meet that  demand. In Idaho recently, and across the nation, a continued  increase in demand as well as a number of other factors have  contributed to rate increases on a scale we have not witnessed  before. It is not unusual now for Idaho’s three major investor‐ owned electric utilities to file annual rate increase requests.        In light of these continued requests for rate increases, the  Commission walks a fine line in balancing the needs of utilities to  serve customers and customers’ ability to pay. When a rate case  is filed, our staff of auditors, engineers and attorneys will take up  to six months to examine the request. If staff determines that the  added expense incurred by utilities was prudently incurred and  necessary to serve customers, the commission has no choice but  to allow the utility to recover that expense. The commission can  and often does deny the utilities recovery of some expense if it is  confident it has the legal justification to do so. All Commission  decisions can be appealed to the state Supreme Court.       In the end, customers must be ensured of paying a reasonable  rate and utilities must be allowed to recover their legitimate  costs of serving their customers and earn a fair rate of return.  IPUC Annual Report 2011  10 | P a g e       In its quasi‐legislative capacity, the commission sets rates and makes rules governing utility  operations. In its quasi‐judicial mode, the commission hears and decides complaints, issues  written orders that are similar to court orders and may have its decisions appealed to the Idaho  Supreme Court. In its executive capacity, the commission enforces state laws and rules affecting  the utilities and rail industries.  Commission operations are funded by fees assessed on the utilities and railroads it  regulates. Annual assessments are set by the commission each year in April within limits set by  law.       The commission president is its chief executive officer. Commissioners meet on the first  Monday in April in odd‐numbered years to elect one of their own to a two‐year term as  president. The president signs contracts on the commission’s behalf, is the final authority in  personnel matters and handles other administrative tasks. Chairmanship of individual cases is  rotated among all three commissioners.       The commission conducts its business in two types of meetings – hearings and decision  meetings. Decisions meetings are typically held once a week, usually on Monday.       Formal hearings are held on a case‐by‐case basis, sometimes in the service area of the  impacted utility. These hearings resemble judicial proceedings and are recorded and  transcribed by a court reporter.     There are technical hearings and public hearings.  At technical hearings, formal parties who  have been granted “intervenor status” present testimony and evidence, subject to cross‐ examination by attorneys and staff from the other parties and the commissioners. At public  hearings, members of the public may testify before the commission.      In 2009, the commission began conducting telephonic public hearings to save expense and  allow customers to testify from the comfort of their own homes. Commissioners and other  interested parties gather in the Boise hearing room and are telephonically connected to  ratepayers who call in on a toll‐free line to provide testimony or listen in. A court reporter is  present to take testimony by telephone, which has the same legal weight as if the person  testifying were present in the hearing room. Commissioners and attorneys may also direct  questions to those testifying.        The commission also conducts regular decision meetings to consider issues on an agenda  prepared by the commission secretary and posted in advance of the meeting. These meetings  are usually held Mondays at 1:30 p.m., although by law the commission is required to meet  only once a month. Members of the public are welcome to attend decision meetings.       Typically, decision meetings consist of the commission’s review of decision memoranda  prepared by commission staff. Minutes of the meetings are taken and decisions reached at  these meetings are preliminary, becoming final only when issued in a written order signed by a  majority of the commission.    IPUC Annual Report 2011  11 | P a g e   Commission Staff  To help ensure its decisions are fair and workable, the commission employs a staff of  about 50 people – engineers, rate analysts, attorneys, accountants, investigators, economists,  secretaries and other support personnel. The commission staff is organized in three divisions –  administration, legal and utilities.   The staff analyzes each petition, complaint, rate increase request or application for an  operating certificate received by the commission. In formal proceedings before the  commission, the staff acts as a separate party to the case, presenting its own testimony,  evidence and expert witnesses. The commission considers staff recommendations along with  those of other participants in each case ‐ including utilities, public, agricultural, industrial,  business and consumer groups.    Administration          The Administrative Division is responsible for coordinating overall IPUC activities. The  division includes the three commissioners, two policy strategists, a commission secretary, an  executive administrator, an executive assistant and support personnel.   The two policy strategists are executive level positions reporting directly to the  commissioners with policy and technical consultation and research support regarding major  regulatory issues in the areas of electricity, telecommunications, water and natural gas.  Strategists are also charged with developing comprehensive policy strategy, providing  assistance and advice on major litigation before the commission, public agencies and  organizations. (Contact Lou Ann Westerfield, 334‐0323 and Wayne Hart, 334‐0354, policy  analysts.)   The commission secretary, a post established by Idaho law, keeps a precise public  record of all commission proceedings. The secretary issues notices, orders and other  documents to the proper parties and is the official custodian of documents issued by and filed  with the commission. Most of these documents are public records. (Contact Jean Jewell,  commission secretary, at 334‐0338.)   The executive administrator has primary responsibility for the commission’s fiscal and  administrative operations, preparing the commission budget and supervising fiscal,  administration, public information, personnel, information systems, rail section operations and  pipeline safety.  The executive administrator also serves as a liaison between the commission  and other state agencies and the Legislature. (Contact Joe Leckie, executive administrator, at  334‐0331.)              The executive assistant is responsible for public communication between the  Commission, the general public and interfacing governmental offices. The responsibility  includes news releases, responses to public inquiries, coordinating and facilitating commission  workshops and public hearings and the preparation and coordination of any IPUC report  directed or recommended by the Idaho Legislature or Governor.  (Contact Gene Fadness,  executive assistant, at 334‐0339.)  IPUC Annual Report 2011  12 | P a g e   Legal Division  Five deputy attorneys general are assigned to the commission from the Office of the  Attorney General and have permanent offices at IPUC headquarters. The IPUC attorneys  represent the staff in all matters before the commission, working closely with staff accountants,  engineers, investigators and economists as they develop their recommendations for rate case  and policy proceedings.  In the hearing room, IPUC attorneys coordinate the presentation of the staff’s case and  cross‐examine other parties who submit testimony. The attorneys also represent the  commission itself in state and federal courts and before other state or federal regulatory  agencies. (Contact Don Howell, legal division director, at 334‐0312.)    Utilities Division  The Utilities Division, responsible for technical and policy analysis of utility matters  before the commission, is divided into three sections. (Contact Randy Lobb, utilities division  administrator, at 334‐0350.)   The Accounting Section of seven auditors audits utility books and records to verify  reported revenue, expenses and compliance with commission orders. Staff auditors present the  results of their findings in audit reports as well as in formal testimony and exhibits.  When a  utility requests a rate increase, cost‐of‐capital studies are performed to determine a  recommended rate of return. Revenues, expenses and investments are analyzed to determine  the amount needed for the utility to earn the recommended return on its investment. (Contact  Terri Carlock, accounting section supervisor, at 334‐0356.)  The Engineering Section of seven engineers reviews the physical operations of utilities.  Staff engineers determine the cost of serving various types of customers, design utility rates  and allocate costs between Idaho and the other states served by Idaho utilities. They determine  the cost effectiveness of conservation and co‐generation programs, evaluate the adequacy of  utility services and frequently help resolve customer complaints. The group develops computer  models of utility operations and reviews utility forecasts of energy usage and the need for new  facilities. (Contact Rick Sterling, engineering section supervisor, at 334‐0351.)  The Telecommunications Section includes three analysts who handle issues involving  telecommunications. (Contact Joe Cusick, section supervisor, at 334‐0333.)  The Consumer Assistance Section includes six division investigators who resolve  conflicts between utilities and their customers. Customers faced with service disconnections  often seek help in negotiating payment arrangements. Consumer Assistance may mediate  disputes over billing, deposits, line extensions and other service problems.    Consumer Assistance monitors Idaho utilities to verify they are complying with  commission orders and regulations. Investigators participate in general rate and policy cases  when rate design and customer service issues are brought before the commission. (Contact  Beverly Barker, administrator for the Consumer Assistance section, at 334‐0302.)      Rail Section         The Rail Section oversees the safe operations of railroads that move passengers and  freight in and through Idaho and enforces state and federal regulations safeguarding the  IPUC Annual Report 2011  13 | P a g e transportation of hazardous materials by rail in Idaho.  The commission’s rail safety specialist  inspects railroad crossings and rail clearances for safety and maintenance deficiencies.  The Rail  Section investigates all railroad‐crossing accidents and makes recommendations for safety  improvements to crossings.  As part of its regulatory authority, the commission evaluates the discontinuance and  abandonment of railroad service in Idaho by conducting an independent evaluation of each  case to determine whether the abandonment of a particular railroad line would adversely  affect Idaho shippers and whether the line has any profit potential. Should the commission  determine abandonment would be harmful to Idaho interests, it then represents the state  before the federal Surface Transportation Board, which has authority to grant or deny line  abandonments. (Contact Joe Leckie, rail section supervisor, at 334‐0331.)    Pipeline Safety Program    The pipeline safety section oversees the safe operation of the intrastate natural gas  pipelines and facilities in Idaho.     The commission’s pipeline safety personnel verify compliance of state and federal  regulations by on‐site inspections of intrastate gas distribution systems. Part of the inspection  process includes a review of record‐keeping practices and compliance with design,  construction, operation, maintenance and drug/alcohol abuse regulations.   Key objectives of the program are to monitor accidents and violations, to identify their  contributing factors and to implement practices to avoid accidents. All reportable accidents will  be investigated and appropriate reports filed with the U.S. Department of Transportation in a  timely manner. (Contact Joe Leckie, pipeline safety program supervisor, at 334‐0331.)    IPUC Annual Report 2011  14 | P a g e THIS PAGE LEFT BLANK  IPUC Annual Report 2011  15 | P a g e Electrical Power in Idaho    Idaho residents consistently enjoy some of the least expensive electric service in the nation. According  to data compiled by the Energy Information Administration, Idaho ranked 51st of the 50 states and  District of Columbia in electricity rates during 2010. http://www.eia.gov/state/state‐energy‐ rankings.cfm?keyid=18&orderid=1  Idaho Power Company 2010 Average Number of Customers/Avg. Revenue/kwh (Computed from data available in FERC Form 1 Annual Reports) 394,132 Residential Customers/$0.0808 76,563 Commercial Customers/$0.0620 118 Industrial Customers/$0.0447 Avista Utilities 2010 Average Number of Customers/Avg. Revenue/kwh (Computed from data available in FERC Form 1 Annual Reports) 105,286 Residential Customers/$0.0854 16,573 Commercial Customers/$0.0836 476 Industrial Customers/$0.0530 2010 Average Number of Customers/Avg. Revenue/kwh (Computed from data available in FERC Form 1 Annual Reports) PacifiCorp/Rocky Mountain Power 56,842 Residential Customers/$0.0872 8,394 Commercial Customers/$0.0719 5,537 Industrial Customers/$0.0523 IPUC Annual Report 2011  16 | P a g e   Summary of major electric rate cases    Three rate changes result in net decrease for Idaho Power customers    Customers of Idaho Power Company will be paying slightly lower rates beginning June 1. Three  rate adjustments result in a net average decrease of 3 percent for all customer classes and  about 1.45 percent for the company’s largest class, residential customers.       The biggest reason for the overall rate decrease is the annual Power Cost Adjustment, which is  an average 4.8 percent decrease for all customers (3.6 percent for residential customers).  Two  other adjustments, the annual Fixed Cost Adjustment (FCA) and a pension fund expense  recovery announced May 19 are slight increases.      Power Cost Adjustment  Case No. IPC‐E‐11‐06, Order No. 32250  The PCA tracks Idaho Power’s annual power supply expense, which varies every year depending  on water supply, fuel costs and market prices for power. The PCA is calculated, in part, by a  forecast of the coming year’s power supply costs. A second component of the calculation is a  “true‐up” of the preceding year’s revenue forecast with actual power supply costs.  The true‐up  ensures that customers aren’t paying more or less than the company’s actual power supply  costs.  Idaho Power’s 2010‐11 power supply expenses are $40.4 million less than the amount  currently collected in the PCA account. As a result, the commission granted the company’s  request to reduce the annual PCA surcharge an average 4.8 percent.      Every year on June 1, the Power Cost Adjustment (PCA) results in either a one‐year surcharge or  credit to customers depending on the previous year’s power supply costs. When snowpack and  streamflows are normal or better, Idaho Power can generate more power from its hydroelectric  projects. Hydro generation is less expensive for the company than generating from thermal  sources or buying power from the regional market, which Idaho Power does during low‐water  years. When that happens, customers typically get a one‐year increase or surcharge.      Also included in this year’s power supply expense account is $10 million in Energy Efficiency  Rider expense.      Fixed Cost Adjustment  IPC‐E‐11‐03, Order No. 32251  The commission approved an average 0.74 percent increase to residential and small‐business  customers in this fourth year of Idaho Power’s pilot Fixed Cost Adjustment program.  Other  customer classes are not impacted.      IPUC Annual Report 2011  17 | P a g e The FCA, implemented in 2007, allows Idaho Power to recover the fixed costs it loses when  conservation programs result in lower power sales. However, the commission capped the  increase in any single year at no more than 3 percent.      Without a mechanism like the FCA, there is a financial disincentive for Idaho Power to promote  energy efficiency and conservation because it loses revenue when conservation results in  power sales declining. Sometimes referred to as “decoupling” in the utility industry, the FCA  decouples or separates Idaho Power’s fixed costs from its energy sales, assuring the utility will  be able to recover its fixed costs as established in the most recent rate case regardless of how  much energy customers save. If the company under collects its fixed costs of serving customers,  customers get a surcharge.  Conversely, if the company over collects fixed costs, customers  receive a credit, as they did in the first year of the program.  The commission capped the  percentage increase that could be collected from residential and small‐business customers at  no more than 3 percent.      This year, Idaho Power under‐collected $7.9 million in fixed costs from the residential class and  $1.4 million from the small‐business class.      When the commission initially approved the program, it did so as a three‐year pilot. The  commission denied Idaho Power’s 2009 request to make the program permanent until more  questions about the program are resolved.  However, the commission did agree to extend the  pilot program another two years.      Pension plan recovery  IPC‐E‐11‐04, Order No. 32248  As announced on May 19, the commission granted Idaho Power authority to increase its  contribution to its pension plan from $5.4 million annually to $17.1 million and spread the  increase over three years, resulting in a 1.39 percent increase for all customer classes.    __________________________________________________________________________________________  Case No. IPC‐E‐11‐08, Order No. 32426  December 30, 2011  Idaho Power increase is a net 3.44 percent  Base electric rates for customers of Idaho Power Company increase by 4.2 percent on Jan. 1,  2012. Part of that 4.2 percent is an increase in the monthly customer service charge from $4 to  $5.  However, there is also a 0.75 percent decrease to the energy efficiency rider, resulting in a  net average increase of 3.44 percent.      The commission’s order approves a negotiated settlement between the utility, commission  staff and customer groups representing all major customer classes.      In June, Idaho Power asked for an average 10 percent increase.  The original application asked  for an $81 million increase to annual revenue in light of more than $450 million the company  IPUC Annual Report 2011  18 | P a g e invested in infrastructure since its last rate case in 2008.  The  settlement allows a $34 million increase to annual revenue.      Most of the reduction in revenue requirement was achieved  by shifting $24 million in expense related to small‐power projects to the Power Cost  Adjustment mechanism made every June 1.  Nearly $300,000 in expense related to turbine  inspection was deferred and amortized over four years and about $436,000 for a Light  Detection and Ranging survey was deferred and amortized over 10 years.      The revenue adjustments “reduce the magnitude of the proposed rate increases and benefit all  customer classes,” the commission said. “In particular, we note that the settlement stipulation  represents a significant reduction – almost 60 percent – in the company’s initially proposed rate  increase.”  Randy Lobb of commission staff stated the settlement resulted in a “better outcome  for customers than could reasonably be anticipated through litigation.”      Idaho Power was allowed a 7.86 percent rate of return on its Idaho jurisdictional rate base of  $2.35 billion.  It requested 8.17 percent.      Parties to the settlement also agreed that there would be no increase in the winter for energy  consumption within the third tier, which is above 2,000 kilowatt‐hours per month.  The  commission said maintaining the third block non‐summer rate of 8.46 cents per kWh will  moderate the impact on customers who heat their homes with electricity.  Rural Idaho  customers who do not live near natural gas pipelines have few options to control winter use.        The commission conducted two customer workshops before the settlement and three public  hearings and a technical hearing after the settlement was proposed.  More than 100 customers  submitted written comments, all opposed to the rate increase citing the weakened economy  and adverse impacts on residential customers with low and fixed incomes.       Participants in the settlement representing primarily residential customers included  commission staff and the Community Action Partnership Association of Idaho (CAPAI).  Other  participants included the Idaho Irrigation Pumpers Association, the Industrial Customers of  Idaho Power, the Department of Energy, Micron Technology, the Idaho Conservation League,  the Snake River Alliance, the Northwest Energy Coalition and Hoku Materials.      CAPAI did not sign the settlement mainly because Idaho Power has not agreed to increase its  funding for a low‐income weatherization program.  CAPAI asked that the company increase its  funding for the program by 125 percent, from $1.2 million to $2.7 million.  The commission  declined, stating concerns about cost‐effectiveness.  “Because ratepayers fund Idaho Power’s  weatherization programs, we have a responsibility to ensure these programs are cost‐effective  and designed to maximize benefits for all customers,” the commission said.  The commission  will open a case and convene public workshops to determine the best methods for establishing  the level of investment in low‐income weatherization.      IPUC Annual Report 2011  19 | P a g e The commission deferred decisions about other issues on which the parties could not agree,  including whether the Fixed Cost Adjustment rider on customer bills should become  permanent.  A final decision on the FCA will be made by March 30, 2012.  The commission also  did not decide whether overhead amounts for line extensions for customers requesting new  service should be increased.      The energy efficiency rider, which is reduced from 4.75 percent of customer’s billed rate to 4  percent, funds a number of conservation programs that reduce the need for Idaho Power to  acquire additional generation or buy power from other providers.  All of the programs funded  by the rider must pass three cost‐effectiveness tests that demonstrate customer rates would be  higher without the programs in place.  Because $11.2 million of those programs are being  shifted into base rates, parties argued the rider should be decreased to as low as 3.4 percent.   Others, including the Idaho Conservation League, Snake River Alliance and Northwest Energy  Coalition, said the rider should remain at 4.75 percent because Idaho Power is still directed to  continue to pursue all cost‐effective energy efficiency and some “headroom” is needed to  provide for planned growth in conservation programs.        When it filed the rate case in June, Idaho Power said it made significant investment in pollution  control equipment in four units and upgraded a turbine in one unit of the Jim Bridger power  plant, a coal‐fired facility in southwest Wyoming. Idaho Power also completed construction of a  new 500‐kilovot Hemingway transmission station and the associated Hemingway to Bowmont  230‐kV transmission line at a total cost of $54 million.  The company also completed  construction of the Long Valley Operations Center in Lake Ford to replace the existing McCall  Operations Center.      _____________________________________________________________________________________  Case No. IPC‐E‐10‐27, Order No. 32217  April 1, 2011  Contact: Gene Fadness (208) 334‐0339, 890‐2712  Website: www.puc.idaho.gov    Commission rejects conservation funding settlement    A settlement among a number of parties to approve an Idaho Power Company application to  shift about $20 million in expenses for conservation programs from the Energy Efficiency Rider  currently on customer bills to base rates and to the annual Power Cost Adjustment has been  rejected by state regulators.     The Idaho Public Utilities Commission said the issues raised in the settlement are more  appropriately addressed in a general rate case, which is anticipated to be filed later this year.  The commission also expressed concern that shifting some conservation program expense to  other areas may result in a cost allocation to some customer classes that is not equitable.     IPUC Annual Report 2011  20 | P a g e Commission staff and conservation groups supported the settlement, while industrial  customers opposed it. The industrial customers said that while shifting conservation program  expenses from the 4.75 percent efficiency rider now paid by all customers to other areas may  stop further increases in the rider and perhaps reduce the rider amount, customers would end  up paying in other ways. The real impact, the industrial customers argued, would be the same  as increasing the rider to 6.6 percent.    Parties that supported the settlement included Idaho Power, commission staff, the Idaho  Conservation League, the Northwest Energy Coalition, the Snake River Alliance and the  Community Action Partnership Association of Idaho, which represents primarily residential  customers on lower and fixed incomes. A group representing irrigators did not oppose the  settlement, but still did not sign it.    Proponents of the settlement contended that moving some conservation program expenses to  base rates and some to the yearly Power Cost Adjustment puts conservation on the same level  as acquiring generation from traditional supply‐side resources such as coal and natural gas.  Including some of that expense in base rates encourages Idaho Power to continue to pursue  conservation programs by allowing it to earn a rate of return on some investment, proponents  argued.    Idaho Power operates a number of demand‐side management (DSM) programs that reduce  demand on the company’s generation needs during peak times of electrical use. The company  also has a number of energy efficiency programs that reduce energy consumption through the  use of more energy efficient lighting, appliances and industrial equipment. The cost of the  demand‐side and energy efficiency programs is recovered from customers through the Energy  Efficiency Rider on customer bills, now set at 4.75 percent.    However, the revenue raised from the Energy Efficiency Rider is not keeping up with the cost of  demand‐side and energy efficiency resources. If changes are not made, the negative balance in  the rider account will be $17 million by the end of this year and $30 million by the end of 2012.  To pay off that negative balance in one year and continue funding programs at their current  level, the rider would have to be increased from the current 4.75 percent to 7.5 percent of  customer bills. To recover the balance in two years, the rider would have to be increased to 6.6  percent. The proposed settlement would have reduced the negative balance in the rider  account to zero by early to mid‐2012 and could result later on in a reduction in the rider.    Commission staff favored the settlement, stating that increasing the rider is “attracting  unwarranted attention and criticism,” resulting in Idaho Power not getting timely recovery of  demand‐side costs needed to promote acquisition of cost‐effective conservation programs.    Parties to the settlement proposed that the expense of three major demand‐side programs,  including one for irrigators and one for residential customers with air conditioners, be shifted to  the annual Power Cost Adjustment. They proposed that expenses related to energy efficiency  programs for Idaho Power’s large commercial and industrial customers be capitalized and  IPUC Annual Report 2011  21 | P a g e included in base rates.  Doing so would allow the company to earn a rate of return on demand‐ side resources just as it does on supply‐side resources.    The commission decision to reject the settlement will not mean an increase to the rider at the  present time. Today’s order does allow Idaho Power to include $10 million of the $17 million in  the rider account be included in this year’s Power Cost Adjustment, which the company will file  on or about April 15.  That $10 million has already been determined by the commission to be  prudently incurred expense. In order for conservation programs to be found prudent, they must  pass three tests showing that customers pay less for energy than they would if the programs  were not in place.    Despite its rejection of the settlement, the commission said it “recognizes and appreciates  Idaho Power’s commitment in recent years to improve its DSM programs …”    DSM programs reduced peak demand by 290 MW in 2009. That’s almost as much reduction as  the power that will be generated by the 330‐MW Langley Gulch natural gas plant being built  near New Plymouth. And energy efficiency programs saved 148,000 MWh in 2009, up from  19,000 MWh in 2004.    “Idaho Power has properly responded to the commission’s directive to pursue all cost‐effective  DSM programs, and the results have been significant and measurable,” the commission said.    ______________________________________________________________________________  Case No. IPC‐E‐10‐20, Order No. 32162  January 24, 2011  Proceeds from emission allowances go to Idaho Power customers  About $490,000 of proceeds from Idaho Power Company’s sale of surplus emissions allowances  will be applied against customers’ annual Power Cost Adjustment this spring.  Consistent with prior orders, the company will share 95 percent of the proceeds from the sales  with customers and 5 percent with shareholders. The PCA is a yearly adjustment to rates – up  or down – to account for the variable costs of power supply not already included in base rates.  The inclusion of the emissions proceeds in the PCA will either reduce the size of the increase  customers may get with the June 1 adjustment or increase the size of the credit customers may  receive.  The commission denied a request by the Idaho Energy Education Project (IEEP) that 8 percent  of the proceeds be used to continue funding a two‐year pilot project for energy education and  efficiency programs in public schools. The commission agreed with findings of the commission  staff that more funding directed toward the education project not be approved until the two‐ year pilot is completed this June. Further, the commission noted, almost $375,000 of the  original $500,000 allocated for the project is still available for use.   IPUC Annual Report 2011  22 | P a g e A 1990 amendment to the Clean Air Act established a national program for reducing acid rain.  Sulfur dioxide (SO2) and nitrogen oxide (NOx) are the primary causes of acid rain.  In the United  States, about two‐thirds of all SO2 and one‐fourth of all NOx comes from thermal (coal and  natural gas) electric generating plants. Idaho Power has an ownership interest in three coal‐ fired plants: Jim Bridger in Wyoming, North Valmy in Nevada and Boardman in Oregon.   Under the federal program, thermal power plant owners are issued limited allowances for their  plants’ sulfur dioxide emissions based on a specific plant’s past emissions and a nationwide cap  placed on the total amount of SO2 that can be emitted. Each allowance authorizes the utility to  emit one ton of SO2.  At the end of each year, a utility generating unit must hold allowances  equal to its allotted annual SO2 emissions.  A utility that holds over its annual requirement is  considered to have surplus allowances that can be sold on the open market or through auctions  sponsored by the Environmental Protection Agency.   During 2010, Idaho Power sold 20,000 surplus allowances and reported net sales proceeds of  $543,000, after deducting brokerage fees of $5,000.   “By including the SO2 funds in the PCA mechanism, it will provide an immediate benefit to all  customers,” the commission said.   ______________________________________________________________________________ Case No. IPC‐E‐10‐46, Order No. 32200  March 9, 2011    PUC approves changes to Idaho Power irrigation program     Some changes proposed by Idaho Power Company to a program that pays irrigators for shutting  down pumps during periods of heavy electrical demand have been accepted by state regulators  while others were denied.    Idaho Power’s Irrigation Peak Rewards Program offers incentive payments to irrigators who  volunteer to have their service interrupted during peak‐use periods from June 15 to August 15.  Volunteer irrigators can have their service interrupted up to a maximum of 60 hours per  irrigation season. In exchange, they receive a monthly incentive payment in the form of a bill  credit during the three summer months. If not for the program, growing customer demand  during the summer months would likely require the construction of natural gas peaker plants.     Idaho Power asked the commission to make a number of changes, chief among those splitting  the incentive payments into two portions: a fixed payment (40 percent) and a variable payment  (60 percent).  The company said the change was needed to better align program costs with the  actual need for capacity reduction. Idaho Power doesn’t know in advance how many times  irrigators will be interrupted, yet the credit is the same regardless of the number of  IPUC Annual Report 2011  23 | P a g e interruptions. During 2010, Idaho Power paid irrigators $11.5 million and interrupted service  three times.    The net effect of basing some of the credit (60 percent) on actual interruption would have been  to reduce the fixed portion of the credit from $32 per kW to $12.78 per kW, plus another  amount paid no more than 60 days after the end of the irrigation season that would be based  on actual interruptions.    After taking comments from irrigators, the Idaho Irrigation Pumpers Association, the Idaho  Conservation League and commission staff, the commission agreed to a 75/25 split with 25  percent based on actual interruption instead of the company’s proposed 60 percent. The result  is reduction in the fixed portion of the credit to $25 per kW.     The company’s original proposal could cause customers to drop out, reducing the program’s  effectiveness, the commission said.    The commission denied a request by the company to limit program participation based on the  company’s need for peak load reduction. The Idaho Irrigation Pumpers Association and  commission staff also opposed that change. Commission staff said the company should not only  accept participants, but should promote the program in order to achieve peak load reduction  over the long term.    ______________________________________________________________________________  Case No. IPC‐E‐10‐27, Order No. 32217  April 1, 2011    Commission rejects conservation funding settlement    A settlement among a number of parties to approve an Idaho Power Company application to  shift about $20 million in expenses for conservation programs from the Energy Efficiency Rider  currently on customer bills to base rates and to the annual Power Cost Adjustment has been  rejected.     The commission said the issues raised in the settlement are more appropriately addressed in a  general rate case, which is anticipated to be filed later this year. The commission also expressed  concern that shifting some conservation program expense to other areas may result in a cost  allocation to some customer classes that is not equitable.     Commission staff and conservation groups supported the settlement, while industrial  customers opposed it. The industrial customers said that while shifting conservation program  expenses from the 4.75 percent efficiency rider now paid by all customers to other areas may  stop further increases in the rider and perhaps reduce the rider amount, customers would end  up paying in other ways. The real impact, the industrial customers argued, would be the same  as increasing the rider to 6.6 percent.   IPUC Annual Report 2011  24 | P a g e   Parties that supported the settlement included Idaho Power, commission staff, the Idaho  Conservation League, the Northwest Energy Coalition, the Snake River Alliance and the  Community Action Partnership Association of Idaho, which represents primarily residential  customers on lower and fixed incomes. A group representing irrigators did not oppose the  settlement, but still did not sign it.      Proponents of the settlement contended that moving some conservation program expenses to  base rates and some to the yearly Power Cost Adjustment puts conservation on the same level  as acquiring generation from traditional supply‐side resources such as coal and natural gas.  Including some of that expense in base rates encourages Idaho Power to continue to pursue  conservation programs by allowing it to earn a rate of return on some investment, proponents  argued.     Idaho Power operates a number of demand‐side management (DSM) programs that reduce  demand on the company’s generation needs during peak times of electrical use. The company  also has a number of energy efficiency programs that reduce energy consumption through the  use of more energy efficient lighting, appliances and industrial equipment. The cost of the  demand‐side and energy efficiency programs is recovered from customers through the Energy  Efficiency Rider on customer bills, now set at 4.75 percent.      However, the revenue raised from the Energy Efficiency Rider is not keeping up with the cost of  demand‐side and energy efficiency resources. If changes are not made, the negative balance in  the rider account will be $17 million by the end of this year and $30 million by the end of 2012.  To pay off that negative balance in one year and continue funding programs at their current  level, the rider would have to be increased from the current 4.75 percent to 7.5 percent of  customer bills. To recover the balance in two years, the rider would have to be increased to 6.6  percent. The proposed settlement would have reduced the negative balance in the rider  account to zero by early to mid‐2012 and could result later on in a reduction in the rider.      Commission staff favored the settlement, stating that increasing the rider is “attracting  unwarranted attention and criticism,” resulting in Idaho Power not getting timely recovery of  demand‐side costs needed to promote acquisition of cost‐effective conservation programs.      Parties proposed that the expense of three major demand‐side programs, including one for  irrigators and one for residential customers with air conditioners, be shifted to the annual  Power Cost Adjustment. They proposed that expenses related to energy efficiency programs for  Idaho Power’s large commercial and industrial customers be capitalized and included in base  rates.  Doing so would allow the company to earn a rate of return on demand‐side resources  just as it does on supply‐side resources.     The commission decision to reject the settlement will not mean an increase to the rider at the  present time. Today’s order does allow Idaho Power to include $10 million of the $17 million in  the rider account be included in this year’s Power Cost Adjustment, which the company will file  IPUC Annual Report 2011  25 | P a g e on or about April 15.  That $10 million has already been determined by the commission to be  prudently incurred expense. In order for conservation programs to be found prudent, they must  pass three tests showing that customers pay less for energy than they would if the programs  were not in place.      Despite its rejection of the settlement, the commission said it “recognizes and appreciates  Idaho Power’s commitment in recent years to improve its DSM programs …”     DSM programs reduced peak demand by 290 MW in 2009. That’s almost as much reduction as  the power that will be generated by the 330‐MW Langley Gulch natural gas plant being built  near New Plymouth. And energy efficiency programs saved 148,000 MWh in 2009, up from  19,000 MWh in 2004.     “Idaho Power has properly responded to the commission’s directive to pursue all cost‐effective  DSM programs, and the results have been significant and measurable,” the commission said.     ____________________________________________________________________________  Case No. IPC‐E‐11‐04, Order No. 32248  May 19, 2011    Idaho Power rates to increase slightly due to pension expense   State regulators are allowing Idaho Power Company to increase rates by an average 1.39  percent to recover the company’s cash contribution to its defined benefit pension plan.  The  increase will be effective June 1, the same effective date for two other rate adjustments that  will likely result in an overall decrease in rates.       Idaho Power sought commission authority to increase its contribution to its pension plan from  $5.4 million annually to $17.1 million annually over three years in order to recover a $60 million  contribution Idaho Power made to its defined benefit pension plan. The company had to make  a contribution to its plan to satisfy requirements of the federal Employee Retirement Security  Act (ERISA).      While allowing the expense recovery, the commission continued to urge the company to  consider modifying its plan to one that would require shareholders and employees to  participate in a greater share of costs.  “The commission remains concerned that Idaho Power’s  defined benefits pension plan places the burden solely on customers to pay all increased costs  of the plan,” the commission said.  The commission, in a separate order, directed the Idaho  Power to annually review the company’s total employee compensation and benefits package  and compare it with those offered by other utilities.      The company had the option, under ERISA, to contribute a minimum requirement of $5.8  million, but making the larger contribution now saves the company and ratepayers about $11  IPUC Annual Report 2011  26 | P a g e million.  In addition, the large contribution now will result in another $1 million savings to the  variable portion of the company’s premiums.      Idaho Power’s contributions to its pension plan have always been included in base rates.  However, since 2003 the company was not required to contribute to the plan because the  market value of the plan’s assets was more than enough to cover future obligations. Recent  market conditions and increasing pension obligations require Idaho Power to start funding the  plan again.        _____________________________________________________________________________________  Case No. IPC‐E‐11‐22, Order No. 32424  December 28, 2011    Commission extends Idaho Power revenue sharing agreement    The commission approved an Idaho Power Company application that allows the company to  continue to accelerate tax benefits to bolster earnings and share a portion of those earnings  with customers.      Idaho Power receives income tax benefits based on the level of plant investment in previous  years. The accumulated deferred investment tax credits are typically spread over the book life  of the associated plant investment and used to reduce income tax expense included in  customer rates during that period.  However, as part of the 2010‐11 moratorium on base rate  increases, Idaho Power and other parties approved a settlement that allowed the utility to  shore up its earnings by accelerating up to $45 million of investment tax credits at $15 million a  year for three years if its return on equity (ROE) falls below 9.5 percent. The settlement further  stated that Idaho Power would split 50‐50 with customers the portion of earnings 10.5 percent  or greater. The customer benefit would be in the form of rate reductions or an offset to  amounts that would otherwise be included in customer rates.      Up until the 2010 agreement, Idaho Power had not been able to earn its authorized rate of  return for the previous decade in both its Idaho and Oregon jurisdictions. While the exact  amount of the 2011 year‐end ROE isn’t known yet, it is above 10.5 percent, creating the sharing  opportunity.  Without the one‐time tax benefits received in 2011, the 2011 ROE was  anticipated to be below 9.5 percent.      The agreement is a modification of the 2010 settlement that extends the ability of Idaho Power  to amortize the credit through Dec. 31, 2014 and make an adjustment to the sharing portion for  2011. That adjustment provides an additional benefit to customers for earnings above 10.5  percent. Seventy‐five percent of the company’s share of earnings above 10.5 percent will be  used to offset company pension expenses that would otherwise be included in customer rates.  That same provision would be included in the 2012‐2014 extension of the agreement.  During  IPUC Annual Report 2011  27 | P a g e 2012‐2014, if ROE is between 10 and 10.5 percent, the customers’ 50‐50 share will be a  reduction applied at the same time as the annual Power Cost Adjustment (PCA) every June 1.      “The existing accounting order approved by the commission has benefitted customers, the  company and shareholders,” the commission said. “Rating agencies and shareholders generally  view the earnings stability provided by the past agreement as positive.”    The agreement will provide customers an estimated $15 million benefit they would not receive  and it reduces amounts that would otherwise be included in customer rates, the commission  said.      In addition to commission staff and the company, parties participating in the settlement  discussions were the Industrial Customers of Idaho Power and Micron Technology, Inc.       __________________________________________________________________________________________________________________  Case No. PAC‐E‐10‐07, Order No. 32196  March 1, 2011    Commission issues final order in Rocky Mountain Power rate case    The commission released its final order in a Rocky Mountain Power (RMP) rate case that began  in May 2010. In late December, the commission issued an interim order that established new  rates for all customer classes that became effective Jan. 1, 2011, but still had issues to resolve  regarding the utility’s largest customer, the Monsanto Company plant in Soda Springs.    The 68‐page order addresses the  Monsanto issues and provides the  findings to support the late December  decision to grant the company an  overall 6.78 percent increase in its annual revenue requirement, or $13.75 million. When the  company filed its application last May, it asked for a 13.7 percent increase, or $27.7 million.  After technical hearings, the company lowered its request to 12.3 percent or $24.9 million.  The 6.78 percent average increase is offset by a decision to reduce customers’ Energy Efficiency  Charge from 4.72 percent to 3.4 percent, resulting in a net average increase for residential  customers of about 5.5 percent. The net amount of actual increase varies by class of customer  and by usage. For example, with the new two‐tiered rate design approved by the commission in  this case, a residential customer using RMP’s average consumption of 839 kilowatt‐hours per  month will realize a 1.5 percent decrease. The two‐tiered rate structure increases rates as  consumption increases, with residents paying more after the first 700 kWhs of use in the  summer and after the first 1,000 kWh in the winter. The rates for the first tier are actually lower  than the company’s previous rates.   IPUC Annual Report 2011  28 | P a g e From May to October, standard residential customers will pay 9.58 cents per kWh for their first  700 kWhs. The former May‐October rate was 10.4 cents. For use exceeding 700 kWhs during  summer, the new rate is 12.9 cents.  During the winter season (November through April) residential customers will pay 7.33 cents  per kWh for the first 1,000 kWhs. The former winter rate was 8 cents. For use above 1,000  kWhs, the rate is 9.9 cents.   Part of the average 6.8 percent annual increase in rates is a customer service charge that varies  according to customer class and is added to cover metering and billing expense. For most  residential customers that charge is $5. The company requested $12.  Many of the customer comments opposed RMP’s proposal to increase the standard residential  rate by 8 percent, while residential customers who are on the company’s Time of Day program  would pay 15.6 percent more. The commission determined to assign an equal percentage  increase for both residential customers of 6.78 percent.  The largest reductions the commission made in RMP’s request (addressed in detail later in this  press release) include 1) allocating $11.4 million in expense for the company’s irrigation load  control program to the utility’s entire six‐state system and not just to Idaho customers; 2)  reducing RMP’s requested allowable rate of return from 8.36 percent to 7.98 percent and its  requested Return on Equity from 10.6 percent to 9.9 percent; 3) allowing only 73 percent of the  company’s investment in the Populus to Terminal (Downey to Salt Lake City) transmission line  and putting the remaining 27 percent in plant held for future use; and 4) disallowing in rates all  wage increases awarded by the company to employees during 2009 and 2010 as well money for  the company’s Supplemental Executive Retirement Plan. Removing wage increases does not  necessarily mean employee increases will be withdrawn, but that the cost would not be paid by  customers.  “In making these adjustments we address concerns raised by parties and customers and  acknowledge the economic conditions and service requirements in the company’s southeastern  Idaho service territory,” the commission said. The commission conducted two workshops, four  public hearings, two technical hearings and a telephonic hearing. Nearly 100 people testified  and the commission also received more than 200 written comments.   Regarding RMP’s request for an increased rate of return and return on equity, the commission  order states:  “We find that RMP (Rocky Mountain Power) in this case downplayed the poor economic  conditions that exist in its Idaho service territory where many are on fixed incomes, unemployed  and underemployed. This commission cannot discount as simply anecdotal the testimony and  comments of RMP customers. While we cannot say ‘no’ to a requested increase in rates because  customers are uniform in their opposition, together their testimony serves as the real‐life context  and backdrop of our decision. Their testimonies and comments remind us that we are not  IPUC Annual Report 2011  29 | P a g e engaged in simply an academic exercise dealing in regulatory principles, generalities and  industry averages. Our decision has real consequences.”  However, the commission said it also has statutory obligations to balance the interests of both  customers and company to ensure a financially healthy utility that can provide reliable service  and plan for future needs:  “We recognize that for some customers any increase may result in economic hardship. That  being said, we have a dual obligation in rate cases. To customers our task is to establish rates  that are fair and reasonable. To the company we have a statutory obligation to set rates at a  level sufficient to allow RMP to recover its reasonable expenses of operation and receive a  reasonable return on prudent capital investments in utility plant and facilities. Carrying out this  duty is necessary for the company to be financially sound and capable of providing its customers  with safe and reliable electric service.”  When the commission denies cost recovery to a utility, it must be able to legally demonstrate  why the utility’s costs were not prudently incurred or in the best interest of customers. All  commission decisions can be appealed to the state Supreme Court.  Rocky Mountain Power is a division of PacifiCorp, which operates in six states and is in the  midst of a multi‐year program of investing in renewable energy, transmission facilities and  environmental controls to serve the growing demands of its customers in Idaho and across its  system. The company claimed that its system‐wide expenses during 2009 include over $4 billion  of new plant investment and $87 million in increased power costs. Those expenses are then  allocated among the six states based on each state’s electrical load, which for Idaho is about 6  percent of PacifiCorp’s total system load. Expenses that cannot be demonstrated to benefit  Idaho customers are not included in the rates Idaho customers pay.  The case was extended for an additional technical hearing to consider changes to Monsanto  Company’s agreement with Rocky Mountain Power that allows the utility, under specified  circumstances, to curtail its power delivery to Monsanto to meet other customer needs.  Monsanto has a total load of 182 megawatts, but up to 173 MW can fall under the interruptible  portion of the agreement. The interruptibility provisions of the agreement are significant  because electric rates are a substantial portion of production costs at the elemental  phosphorous plant and also because Monsanto’s economic vitality has a large impact on the  economy of Soda Springs and the surrounding area.  The electric service agreement between Monsanto and RMP allows the utility to curtail electric  delivery to Monsanto under any of these three circumstances: 1) to allow the utility to meet  mandated reserve requirements, 2) for economic reasons – as when market prices for  electricity allow RMP to save money for itself and its customers – and 3) to interrupt for system  integrity to avoid outages. The agreement limits the number of megawatts that can be curtailed  and the number of hours that curtailment can happen for each of the three circumstances.  IPUC Annual Report 2011  30 | P a g e RMP proposed significant reductions in the amount it said it would pay Monsanto for the  interruptions. Monsanto disputed the value the company placed on the interruption services. In  today’s order, the commission established values for each of the three interruptibility products  that are higher than those proposed by RMP but less than those proposed by Monsanto. The  actual numerical values are proprietary. The commission also encouraged the parties to craft an  agreement that establishes the value of the products for five years rather than three years. The  commission said the longer agreement would promote greater price certainty for Monsanto as  well as allow RMP to plan more effectively into the future.  The commission’s order also directs RMP to increase its annual funding for low‐income  weatherization in Idaho from $150,000 to $300,000 and to increase the dollar amount of RMP  funds available for each weatherization project from 75 percent to 85 percent of total eligible  costs. The commission noted there is a five‐year backlog of homes that need and are eligible for  weatherization in southeastern Idaho.  Below is a more detailed summary of the commission’s finding on some of the major issues in  this case:    Irrigation load control program costs  The Idaho Irrigation Load Control program pays credits to irrigation customers who agree to have their service  curtailed during times of peak demand. In 2007, the program provided 78 megawatts to the company, but by 2009  that had grown 250 percent to provide 276 megawatts of demand reduction for the company. The nearly $20  million in savings benefits PacifiCorp customers in all six states and, therefore, the $11.4 million cost of the  program should be allocated system‐wide and not just to Idaho customers, the commission ruled. Doing that  removes $3.25 million in Idaho annual revenue requirement for RMP and also allows a reduction to the Energy  Services Rider paid by customers from 4.72 percent to 3.4 percent.  “We find that it is unreasonable to expect Idaho customers to continue to bear the costs associated with the  current jurisdictional treatment of the Irrigation Load Control Program expenses,” the commission said.  Rate of return, return on equity  The rate of return is the amount the company is allowed the opportunity to earn on its capital investment. The  company requested 8.357 percent and was granted 7.98 percent. The return on equity is the rate of return equity  investors expect given the risks of an individual security and consistent with returns that are available from similar  investments. The company requested 10.6 percent and was granted 9.9 percent. Setting the allowable rate of  return and return on equity is not a guarantee the company will reach those levels, but caps the returns at the  commission’s authorized level.  The commission uses three primary standards in determining rate of return. The authorized return should be 1)  sufficient to maintain financial integrity, 2) attract capital under reasonable terms and 3) be commensurate with  returns investors could earn by investing in other enterprise of comparable risk. The rate of return must be enough  to attract capital investment in new transmission, distribution and generation but not so high as to be  unreasonable for customers.  The commission cited current economic conditions in southeastern Idaho as a primary factor in reducing the  company’s requested return on equity to 9.9 percent.  IPUC Annual Report 2011  31 | P a g e Populus to Terminal Transmission Line  The line, which runs from Downey to Salt Lake City, is the first of eight proposed new high‐voltage transmission  segments that will make up PacifiCorp’s Energy Gateway transmission expansion project. The line benefits Idaho  customers in that it is intended to add 1,400 MW of transmission capacity to an already heavily constrained area  and allows the company access to less costly generation sources.   However, the commission ruled that because the company can use only about 1,040 MW of the total capacity,  Idaho’s portion of the full cost should not be included in rates until the entire 1,400 MW is available to customers.  Therefore, the commission placed 27 percent of the transmission investment into Plant Held for Future Use.  “Idaho, we find, will pay its fair share to meet the company’s system load and transmission requirements but we  will not allow full ratebasing of investment in Populus to Terminal prematurely and we will not require Idaho  customers to assume and pay for unused capacity.”  Wages and pensions  Wage increases awarded employees in 2009 and 2010 cannot be included in rates, reducing revenue requirement  by almost $1 million. The commission’s order states:  “The Commission finds that in tough economic times the local economy in the Company’s service area is a  greater indicator as to the appropriateness of a wage increase than market data and industry averages.   We find no demonstration by the Company that the union and non‐union wage increases were required  for the Company to be a competitive employer able to retain or attract employees.  We find no offer of  proof that without the union and non‐union wage increase the service provided by the Company would be  degraded and safety compromised.  We find that as a certificated provider of service RMP has elected to  be a member of the communities it serves.”  The commission also disallowed recovery of costs related to RMP’s Supplemental Executive Retirement Plan. “The  company has not demonstrated that these costs are related to providing services to southeast Idaho,” the  commission said. “The responsibility for generous severance benefits for executives, we find, is the responsibility  of the company and its shareholders, not Idaho customers.”  Intervenors in the case who provided testimony and rebuttal and cross‐examined witnesses during technical  hearings included Monsanto Company, the Idaho Irrigation Pumpers Association, the Idaho Conservation League,  PacifiCorp Idaho Industrial Customers, the Community Action Partnership Association of Idaho and commission  staff.  _____________________________________________________________________________________  Case No. PAC‐E‐11‐07, Order No. 32216  March 31, 2011    Yearly adjustment results in 5.8 percent increase in RMP surcharge    A one‐year surcharge on the bills of Rocky Mountain Power customers will be set at an average  5.8 percent. The average increase to standard residential customers is 5.2 percent.     Rocky Mountain Power originally sought an average 7.4 percent surcharge to pay off a deferral  account that had accumulated to $12.8 million. The commission approved a recovery of $10.4  million, electing to postpone recovery of about $2.4 million until next year.  IPUC Annual Report 2011  32 | P a g e   The surcharge, which is effective April 1 and expires next March 31, allows Rocky Mountain  Power to pay off deferred power supply costs that vary from year to year and are not included  in base rates. These include expenses that change from day to day such as those for coal,  natural gas and electricity from the wholesale market.  None of the money collected in the  surcharge can be used to increase company earnings, but goes directly toward paying off  deferred and unanticipated power supply expense.  During years that market prices for power  supply are less than what is included in base rates, customers would receive a one‐year credit.  To encourage the company to be prudent in its power supply purchase decisions, the  commission requires that shareholders pay 10 percent of the power supply expenses not  already included in rates.    The surcharge is called an Energy Cost Adjustment Mechanism, or ECAM. The surcharge or  credit will be made April 1 of every year. The commission instituted the mechanism in 2009 as a  way to more closely match customer rates with the actual cost of providing service. Doing so  reduces the frequency and size of general rate case filings. It also helps to keep financing costs,  which are ultimately paid by customers, at lower levels.    That $2.4 million the commission elected to postpone to next year is about one‐half of a load‐ growth adjustment rate that makes up part of the ECAM. Because the commission recently  modified the portion of the ECAM that accounts for increases or declines in load growth, it  anticipates a lower load growth adjustment next year which should contribute to a less of an  increase in the overall ECAM next year. Further, the commission said, spreading some of the  ECAM deferral over two years helps to mitigate the impact of a rate increase customers  received just three months ago.    ______________________________________________________________________________  Case No. PAC‐E‐10‐07, Order No. 32224  April 19, 2011    Commission denies most of Rocky Mountain Power petition     The commission denied nearly all Rocky Mountain Power’s petition that it reconsider the  decision it made Feb. 28 to grant it an average 6.8 percent rate increase. The commission did  grant a small portion of Rocky Mountain’s petition which increases average base rates by just  under three‐tenths of 1 percent, from 6.8 percent to 7.07 percent.  The approximate 0.3  percent adjustment will be applied to rates April 25. When Rocky Mountain Power originally  filed its request last May, it sought a 13.7 percent increase, but later adjusted its request to  12.3 percent.      The commission denied Rocky Mountain Power reconsideration on its earlier decisions to:     IPUC Annual Report 2011  33 | P a g e • Place 27 percent of the cost for the new Populus to Terminal transmission line in  eastern Idaho in an account called Plant Held for Future Use;  • Not allow carrying charges on that 27 percent;   • Not allow wage increases incurred during 2009;  • Establish a rate of return of 9.9 percent rather than the 10.6 percent sought by the  company.     The commission granted reconsideration in the following areas:      • Allow $95,597 of the total $993,515 disallowed in wage and salary increases. The  $95,597 allowed is a portion of 2008 annualized labor expense;   • Allow $1.082 million to be included of the total $34.2 million denied for wind integration  expense due to a calculation error.      Other minor adjustments, including those above, resulted in a new annual revenue  requirement of $14.35 million. The revenue requirement previously approved by the  commission was $13.75 million. The company originally requested $27.7 million.      The commission also clarified its intent regarding the value of the credits awarded Monsanto  Company for agreeing to have its electrical service interrupted during peak load times. The  commission said the value of the credits can be changed when the company’s overall demand  and energy charges change as the result of a rate case and that the credit applies only to 162  MW of Monsanto’s billing demand and not on the entire load.      The commission decided to address later the question of whether an order that directs Rocky  Mountain Power to commit $50,000 for low‐income conservation education is a one‐time  commitment or an annual expense. The commission said the issue can be taken up in the  company’s next general rate case which is expected to be filed in late May.     Regarding its overall decision in this case, the commission said it “strongly disagrees” with  Rocky Mountain’s assertion that the commission based its decision on public perception and  allowed the ratemaking proceeding to become a political referendum. The commission said its  decision was based on evidence in the record presented at hearings.      Rocky Mountain Power claims the new Populus transmission line that begins near Downey and  extends into the Salt Lake City area benefits customers even if it not yet entirely utilized  because it increases system reliability and transfer capability. It also allows the company to use  the line to import lower‐cost market energy and to sell excess energy off system, Rocky  Mountain claims. Rocky Mountain asked that if the entire cost of the line isn’t included in  customer rates that it be allowed a carrying charge on the portion placed in Plant Held for  Future Use.      IPUC Annual Report 2011  34 | P a g e The commission denied both requests, noting that state statute (Idaho Code § 61‐502A)  prohibits the commission from granting utilities a rate of return on Property Held for Future  Use that is not used and useful in providing service to customers. “This statute is clear and  unambiguous,” the commission said.     “Contrary to the company’s argument, the commission has not denied recovery of a full portion  of the investment made in the transmission line,” the commission said. “Recovery has simply  been deferred until such time as the transmission line is fully utilized and available to the  benefit of Idaho ratepayers.” The commission did, however, clarify that no depreciation of the  investment will occur on the portion of transmission expense held for future use.     Regarding pay increases, Rocky Mountain Power argued that the state of Idaho awarded its  employees a 3 percent increase in 2009, citing that as evidence that the company’s base wage  increases were reasonable. Commission staff asserted that only 3 percent of all state  employees received increases during 2009 and that Gov. Butch Otter ordered state agencies to  reduce payroll costs by 5 percent during that year. “The commission finds that Rocky Mountain  Power has failed to present any evidence which would compel us to revisit the issue of wage  increases. Instead, the company has made spurious and false assertions regarding alleged wage  increases received by state of Idaho employees during 2009,” the commission said.      The company argued that just as expense to integrate wind into its transmission expense ($6.50  per megawatt‐hour) is allowed for PURPA projects, it should also be allowed for company‐ owned wind plants. The commission said Rocky Mountain failed to adequately prove its actual  wind integration expense. The $6.50 per MWh allowed for non‐company owned wind projects  does not mean the expense is the same for company‐owned projects, the commission said.     Rocky Mountain also asserted that the 9.9 percent return on equity (ROE) allowed by the  commission is erroneous because it invents a new standard of “poor economic conditions.”   The commission disagreed, stating the ROE is based on “expert testimony and exhibits available  in the case record.” The U.S. and state constitutions grant the commission a “broad range of  reasonableness” in establishing rates of return, the commission said, noting that the 9.9  percent ROE was within the range proposed by staff and Monsanto.     ______________________________________________________________________________  Case No. PAC‐E‐11‐06, Order No. 32235  May 3, 2011    Parties settle on changes to irrigation load control program    The commission accepted a settlement proposed by Rocky Mountain Power, eastern Idaho  irrigators and commission staff that will result in less drastic changes to the company’s  irrigation load control program than those originally proposed by the company.    IPUC Annual Report 2011  35 | P a g e Rocky Mountain Power’s Dispatchable Irrigation Load Control program, in place since 2007,  allows the utility, during periods of peak demand, to turn off the pumps of irrigators who  volunteer to participate. In exchange, irrigators received a credit of $30 per kilowatt. Pumps can  be turned off for periods of time during June through August from 11 a.m. to 7 p.m. as long as  the utility provides prior‐day notification and as long as total curtailment for any participant  does not exceed 52 hours.      On Jan. 20, Rocky Power filed an application to change the program because of voltage  problems created by rapidly expanding participation in the program. When the program began  in 2007, participating load totaled 65 megawatts, but that increased to 278 MW in 2010. The  company claimed that much curtailment was creating voltage control problems with circuits at  four substations experiencing unacceptable increases. To respond, Rocky Mountain wanted to  reject prospective program participants and reduce the credit irrigators receive from $30 per  kW to $25.30.  The company also proposed to modify the penalty irrigators receive for opting  out of scheduled curtailments.     Irrigation customers as well as commission staff objected to some of the proposed changes. A  negotiated settlement by commission staff, the Idaho Irrigation Pumpers Association and the  company will allow the utility to limit program participation to 232 MW for the next two years,  or an 18 percent reduction. Further, the $30 per kW credit to each irrigator will be reduced by  $1.45 for this season only to account for 11 MW of unobtainable curtailment due to the voltage  issues at four substations. In the meantime, the company agreed to invest a minimum of $1.3  million in capital improvements to install equipment needed to address the issues at the four  substations before the start of the 2012 irrigation season.     During the two‐year period of this settlement, new participants or additional load reduction  from existing participants will not be accepted. Volunteer irrigators can decline to participate in  some of the curtailments, but the credit they are paid by the company is reduced for each  curtailment incident for which the irrigator decides to opt out.     The Idaho Conservation League also participated in the settlement discussions. It did not sign  the settlement but does not oppose it.    _____________________________________________________________________________  Case Nos. AVU‐E‐11‐01, Order No. 32371   September 30, 2011  Rate case settlement results in decrease to customers  The commission granted Avista Utilities a base rate electric increase of about 1.1 percent and a  base rate gas increase of 1.6 percent. However, due to decreases in other rate components,  billed rates for customers actually decreased effective Oct. 1.    IPUC Annual Report 2011  36 | P a g e The overall rate decrease to electric customers is an average 2.4 percent for all customer  classes (2.1 percent to residential class) and an average 0.8  percent to gas customers (0.5 percent to residential class).       While permanent base electric rates increase, the annual  Power Cost Adjustment – which varies every year depending  on water and market conditions – is a decrease of about 6 percent. Ratepayers also benefit  from an increase in a credit given residential and small‐farm customers from the Bonneville  Power Administration.      On the gas side, customers are getting an increase to both base rates and the annual Purchased  Gas Cost Adjustment, but they are getting a more substantial decrease due to the reduction in  an efficiency rider used to fund to conservation programs.      An electric residential customer using the company’s average of 956 kilowatt‐hours a month  will see a $1.79 per month decrease for a revised monthly bill of $82.02. The overall electric  rate decreases from the current 7.9 cents per kWh for the first 600 kWhs of use to 7.68 cents  per kWh. For use above 600 kWh, the billed rate decreases from the current 8.8 cents 8.6 cents  per kWh.    A residential natural gas customer using an average of 62 therms would see a 20‐cent per  month decrease for a revised monthly bill of $60.96.  The billed rate decreases from the current  91.5 cents per therm to 90.7 cents per therm.        Part of the base electric and gas rate increase include an increase in the monthly customer  service charge from $5 to $5.25 per month for electric customers and from $4 to $4.25 per  month for natural gas customers.      In the base rate electric case, Avista is granted a $2.8 million increase in annual revenue. When  Avista filed the case in July it asked for a $9 million increase in annual revenue. Avista sought a  $1.9 million increase in gas revenue and is granted $1.1 million.       The commission approved a negotiated settlement between the utility, commission staff and  other parties representing industrial customers, the Idaho Conservation League and the  Community Action Partnership Association of Idaho, the latter representing primarily  customers on low‐ and fixed‐incomes.     A key part of the settlement is that Avista agrees to not collect another base electric or gas rate  increase before April 1, 2013.  (This does not include yearly tracker adjustments such as the  Power Cost Adjustment or Purchased Gas Cost Adjustment and energy efficiency rider  adjustments.)      IPUC Annual Report 2011  37 | P a g e The commission said it appreciated the “diligent work” by all the parties to resolve the issues in  the case.  “We note that the stipulation and settlement represents a significant reduction in the  requested revenue increase,” the commission said. The company was granted only 31 percent  of its original electric rate increase request and 58 percent of its original gas increase request.  Further, the commission said, the provision in the settlement to not implement new base rates  before April 1, 2013 “provides an extended period of rate stability that otherwise might not  occur.”      The agreement also provides an additional $10,000 in funding for outreach to low‐income  customers on conservation measures, bringing the total annual funding for that program to  $50,000.  This is in addition to the $700,000 already made available for low‐income  weatherization projects.       The parties to the settlement are also directed to participate in workshops to address updating  the cost of service to each customer class, rate design and low‐income programs.      ELECTRIC ADJUSTMENTS include two increases and two decreases, for a net overall rate decrease of 2.4 percent.      Base rate increase of $2.8 million, or an average 1.1 percent.  (Case No. AVU‐E‐11‐01)    Deferred state income tax increase of $8.7 million. This was previously approved as part of the  settlement of the 2010 rate case. Deferred state income tax benefits are no longer available to reduce  rates.  (Case No. AVU‐E‐10‐01, Order No. 32070)    Power Cost Adjustment (PCA) decrease of $15.5 million or about 6 percent. The PCA is a yearly  adjustment to rates based on the always changing costs of power supply. When water is plentiful and  market prices for power lower than anticipated, customers typically get a credit. During low‐water years  or during years of high market and fuel costs, customers typically get a surcharge.  Avista’s PCA, which is  adjusted every Oct. 1, this year is a $15.5 million decrease.  (Case No. AVU‐E‐11‐03, Order No. 32375)    A decrease in customer bills as the result of a $2.2 million increase in the Bonneville Power  Administration (BPA) exchange credit given residential and small‐farm customers. The BPA is a not‐for‐ profit federal agency that markets power from 31 federal hydroelectric dams and a nuclear plant in the  Northwest. The 1980 Northwest Power Act required that residential and small‐farm customers in the  Northwest share in the benefits of the federal hydroelectric projects located in the region. Avista applies  the benefits it receives, which usually fluctuate annually, to customers as a credit on their monthly  electric bill.                      IPUC Annual Report 2011  38 | P a g e The battle over wind    Dating as far back as 2005, Idaho’s utilities,  the Commission and renewable energy  developers have been trying to determine  the most equitable method to price  renewable energy, particularly wind.  Wind  development, particularly under federal  PURPA provisions, has been rapid in Idaho  Power’s service territory in particular.      Up until the filing of this report, the issue of a true avoided‐cost and an appropriate surrogate  avoided resource were still being debated. Technical hearings are scheduled for August 7‐9,  2012, in the GNR‐E‐11‐03 docket to address these issues. Here is a timeline of the issues as they  have evolved.      June 2005 – Idaho Power Company files application to be granted a six‐ to nine‐month  suspension from its obligation under the federal Public Utility Regulatory Policies Act (PURPA)  to buy energy generated by qualifying wind‐powered projects.  Later, Idaho’s two other major  regulated utilities, Avista Utilities and PacifiCorp (then Utah Power) joined the case, seeking to  be included in the moratorium.  The utilities sought the moratorium to address the growing  number of intermittent wind proposals, which, they claimed, could impact the reliability of the  transmission grid.  An Idaho Power analysis concluded that in order to safely integrate 1,000  MW of intermittent wind generation, it would be necessary to concurrently add 640 MW of  combustion turbines to provide capacity when wind resources were not operating.  Between  November 2004 and its June 2005 filing, Idaho Power has signed contracts from wind  developers totaling 61.5 MW and has applications pending before the commission for another  21.5 MW. The company has also received contracts from developers intending to pursue  another 193 MW of wind projects. Before 2004, Idaho Power had less than 1 MW of PURPA  wind‐powered generation under contract.    August 2005 – Rather than granting the suspension, the commission (Order No. 29839)*  reduced the size of non‐firmed wind projects that can qualify for the commission’s published  rate from 10 megawatts to 100 kilowatts while the commission examined the case further.    The commission said it needed more time to study the impact of the wind projects on reliability  for customers and to examine whether the higher price paid for PURPA wind projects is  beneficial for customers who end up paying the cost of higher‐priced energy.  (The money  Idaho Power pays wind developers is included as part of Idaho Power’s overall power supply  cost that is eventually passed on to customers in the company’s power cost adjustment process  every spring.)    February 2007 ‐‐   Idaho Power proposes that the 100‐kilowatt limit on wind projects that can  qualify for published rates be moved back up to 10,000 kilowatts or 10 megawatts. Idaho Power  IPUC Annual Report 2011  39 | P a g e completed a wind integration study and asked the commission for a return to the 10 MW size  cap if wind developers: 1) agree to share in the cost of state‐of‐the‐art wind forecasting  services; 2) include a guarantee in future wind contracts that demonstrates projects are  mechanically capable to generate at full output during 85 percent of the hours during a month  and 3) agree to accept a discount of $10.72 per MW for wind integration. Idaho Power would  also agree to remove the "90/110 performance band" that stipulated when output was less  than 90 percent of projections or more than 110 percent of projections, Idaho Power could pay  developers a lesser market‐based rate rather than the PURPA rate.     July 2007 – Avista Utilities and PacifiCorp also file cases proposing return to 10 MW limit with  conditions as proposed by Idaho Power.      Press release:  http://www.puc2.idaho.gov/intranet/cases/elec/IPC/IPCE0703/staff/20070223PRESS%20RELEA SE.HTM     August 2007 ‐‐ Commission staff conducted two workshops to explore whether the utilities and  wind developers could agree to a generic wind integration adjustment, but the parties were  unable to settle. With the parties unable to agree, the matter was put before the commission  for a decision.     http://www.puc2.idaho.gov/intranet/cases/elec/IPC/IPCE0703/staff/20070822PRESS%20RELEA SE.HTM     February 2008 – After nearly three years, three cases involving how much it costs to add wind  to utilities’ transmission grids is resolved.  Three orders establish the amount of discounts  utilities can assess against wind developers to account for the cost of integrating wind into their  systems. The orders also removed the 100 kW cap on the size of small‐power projects that can  qualify for the published rate, bringing it back to 10 MW.  Also removed was the 90‐110  performance band that allowed utilities to pay wind developers a market rate rather than the  typically higher state rate when wind output from projects did not fall within forecasted ranges.  The order established a tiered‐discount for Idaho Power and Avista that increased as more wind  is added, but caps the discount so that it can go no higher than $6.50 per MWh. For the first  300 megawatts of wind on a utility’s system, the discount is 7 percent. That increases to 8  percent when a utility has contracts for 301 to 500 MW of wind and to 9 percent for 501 MW or  more. The commission approved a flat discount rate of $5.10 for PacifiCorp, which operates as  Rocky Mountain Power in southeastern Idaho.  http://www.puc2.idaho.gov/intranet/cases/elec/IPC/IPCE0703/staff/20080221PRESS%20RELEA SE.HTM     November 2010 – Idaho Power, Avista and PacifiCorp (now Rocky Mountain Power in eastern  Idaho) file a joint petition asking the commission to investigate a number of issues related to  small‐power projects that qualify for published rates. The utilities asked that the eligibility cap  on the size of projects that qualify for the posted rate be reduced from 10 average megawatts  IPUC Annual Report 2011  40 | P a g e to 100 kilowatts in 14 days. The utilities contend a rapidly expanding number of wind projects  are having a profound price impact on customers and on transmission systems.  The utilities  claim that the small‐power projects PURPA was originally intended to encourage are now  developed by sophisticated large‐scale wind farms that aggregate several projects to fall under  the 10 MW limit within a mile apart from each other to qualify for the avoided‐cost rate. When  combined, these projects can total up to 100 or 150 MW interconnecting at one delivery point.  Idaho Power claimed it had 208 MW of wind generation and another 264 MW of approved  wind contracts scheduled to be online by the end of 2010. Idaho Power said it could have 1,100  MW of wind generation on its system in the near term, which exceeds the amount of power  used in Idaho Power’s total system on the lightest energy‐use days.     The commission denied the request to lower the size limits of projects than can qualify for the  posted rate. However, the commission did say that any decision it makes in regard to lowering  the limit would become effective Dec. 14, 2010.     http://www.puc2.idaho.gov/intranet/cases/elec/GNR/GNRE1004/staff/20101206PRESS%20REL EASE.HTM     February 2011: Commission issues order reducing the eligibility cap for wind and solar projects  to qualify for published rates from 10 MW to 100 kW. The 10 MW limit remained for non‐wind  and non‐solar renewable projects. The commission said the smaller size limit for wind and solar  projects is temporary until a number of issues that led to a petition filed by the state’s largest  three electric utilities can be resolved. Wind and solar projects that signed agreements with  utilities dated before Dec. 14 are still under the former 10 MW eligibility cap.     http://www.puc2.idaho.gov/intranet/cases/elec/GNR/GNRE1004/staff/20110207PRESS%20REL EASE.HTM     February and March 2011:  With the commission’s case still pending, the Idaho Legislature gets  involved when residents in eastern Idaho, angry over wind development, from Idahoans for  Responsible Wind Energy and lead the charge to declare a two‐moratorium on wind  development.  There is also significant opposition to the extension of a sales tax rebate on  equipment used in producing renewable generation. The tax was scheduled to sunset by June  30 without legislative action to extend it.  The moratorium on wind development was killed in  committee on an 11‐8 vote.     http://www.businessweek.com/ap/financialnews/D9M4F3000.htm     The debate over whether to extend the sales tax rebate continued to the final day of the  session. A compromise bill to extend the tax credit for just another four months failed on an 18‐ 17 State Senate vote, the final vote of the legislative session.       http://www.idahoreporter.com/2011/idaho‐senate‐rejects‐wind‐energy‐tax‐rebate‐extension/    IPUC Annual Report 2011  41 | P a g e Wind development was one of the major issues of the session, if not the major issue. Wrote  John Miller of Associated Press: “What to do about wind power in Idaho has become one of the  most expensive issues in the Legislature this year, judging from more than a dozen lobbyists  employed by the utilities, wind energy developers and foes of the industry ...”    June 2011: The commission issues an order leaving the eligibility cap under which wind and  solar projects can qualify for commission published rates at 100 kilowatts. As a result,  developers of 12 Idaho Power Company wind projects and five Rocky Mountain Power projects  whose contracts were executed after the Dec. 14 deadline will not be eligible for published  rates. However, the wind projects could still be developed under a rate negotiated between the  project developers and the utilities. Ten Idaho Power wind projects that were submitted just  before the deadline have already been approved by the commission.     Commission staff and other parties attempted to establish criteria that would allow the  commission more discretion in determining whether a QF was truly a small project as  anticipated by PURPA or a larger project that had disaggregated. The commission declined to  adopt the criteria, maintaining that the potential would still remain for the criteria to be  circumvented.      The commission said it will initiate another proceeding to investigate the methodology used to  calculate the avoided‐cost rate. “We believe it is more appropriate to first establish the just and  reasonable avoided‐cost rates before we implement procedures for obtaining the rate,” the  commission said. “While we recognize the impact that this decision will have on small wind and  solar projects, it would be erroneous, and illegal pursuant to PURPA, for this commission to  allow large projects to obtain a rate that is not an accurate reflection of the utility’s avoided  cost for the purchase of QF generation,” the commission said.     The Northwest and Intermountain Power Producers Coalition argued that the 10 average MW  cap has worked “remarkably well” for Idaho. “We fundamentally think that it is unfortunate  that the three utilities initiated this docket at all,” NIPPC said. “We believe that this docket has  been an unnecessary exercise and that is because the system is not broken and, hence, it does  not need to be fixed.”      http://www.puc2.idaho.gov/intranet/cases/elec/PAC/PACE1101/staff/20110608PRESS%20RELE ASE.HTM     July 2011: The Commission declines petitions from wind developers to reconsider their June  order. Five Rocky Mountain Power projects and two Idaho Power projects appeal to the State  Supreme Court.      http://www.puc2.idaho.gov/intranet/cases/elec/PAC/PACE1101/staff/20110727PRESS%20RELE ASE.HTM     IPUC Annual Report 2011  42 | P a g e August 2011:  The Cedar Creek projects file a petition to the Federal Energy Regulatory  Commission, asking it to “institute an enforcement action” against the commission for violation  of PURPA.  Cedar Creek alleged that QFs are entitled to receive avoided cost rates on the date a  legally enforceable obligation is incurred, not solely the date on which a contract is signed by  both parties and fully executed. Cedar Creek alleged that legally enforceable obligation  occurred well before the commission’s Dec. 14, 2010, deadline.      http://www.puc2.idaho.gov/intranet/cases/elec/FER/FERE1102/general/20110810NOTICE%20 OF%20PETITION%20FOR%20ENFORCEMENT.PDF     October 2011:  FERC issues an order declining to institute an enforcement action but said the  PUC’s June order was “inconsistent with our regulations implementing PURPA.”  It said Cedar  Creek may pursue its arguments in the appropriate court.  The commission responds the same  month by announcing it will schedule four settlement discussions with Cedar Creek developers.      November 2011: The Commission issues an order announcing the scheduling for a new docket,  GNR‐E‐11‐03, to review the terms of PURPA power purchase agreements including, but not  limited to, the surrogate avoided resource and Integrated Resource Planning methodologies for  calculating avoided cost rates.  After the 18 parties to the case pre‐file direct testimony by Jan.  31, 2012, a settlement conference will be held Feb. 28.  Rebuttal testimony will be filed by the  end of June with hopes that the case will conclude by the end of July.      December 2011:  Sales agreements between PacifiCorp and three of five wind projects rejected  earlier by the commission are approved, but the projects may be moved from their original  Bingham County location to a new site ‐‐ Ridgeline Energy’s Meadow Creek wind farm in  Bonneville County.      Because of already available transmission at the Meadow Creek site, the power purchase  agreements from three of the projects may be assigned to Ridgeline Energy.  If the Cedar Creek  projects are assigned to Ridgeline, the scheduled operation date moves up to Dec. 31, 2012,  which qualifies the projects to receive Department of Treasury grants and other tax incentives  before they expire.      Even though two of the five projects won’t be built, the output from the three remaining  projects will be the same as was agreed to with all five original projects: an annual nameplate  capacity not to exceed 133.4 megawatts with annual output not to exceed 50 average  megawatts per month.      Ridgeline’s Meadow Creek site is smaller but has more wind capacity than the Cedar Creek  location.  However, Ridgeline’s site has only 80 megawatts of transmission capacity and will  need to acquire another 40 MW of capacity to accommodate the former Cedar Creek projects.      IPUC Annual Report 2011  43 | P a g e If no additional transmission becomes available, then part of the projects may revert to the  Cedar Creek site.  (If Congress extends tax credits, all of the projects could remain at the original  site.)    http://www.puc2.idaho.gov/intranet/cases/elec/PAC/PACE1101/staff/20111221PRESS%20RELE ASE.HTM     December 2011:  Commission staff met informally with the developer of two Idaho Power wind  projects, Grouse Creek Wind Parks, to see if that case could be settled. The Grouse Creek  projects were the only two of the 12 Idaho Power projects that appealed to the state Supreme  Court.  Oral argument in that case is set for March 7, 2012.      January 2012: Wind opponents declare their intent to introduce several pieces of legislation to  limit further development of wind. Idahoans for Responsible Wind Energy forms into a new  group called the Energy Integrity Project.      http://www.energyintegrityproject.org/Home_Page.html     Small­power renewable projects added during 2011    Sahko Hydro Project near Filer, 0.5 MW, Idaho Power, IPC‐E‐10‐37  http://www.puc.idaho.gov/internet/press/011311_IPCoFilerhydro.htm     Hidden Hollow Energy 2 at Ada County Landfill, 3.2 MW, Idaho Power, IPC‐E‐10‐44  http://www.puc.idaho.gov/internet/press/021811_IPCoAdalandfill.htm     Hazelton A Hydroelectric near Jerome, 8.1 MW, Idaho Power, IPC‐E‐10‐45  http://www.puc.idaho.gov/internet/press/021811_IPCoHazeltonhydro.htm     Exergy‐Rogerson wind projects (Deep Creek, Cottonwood, Rogerson Flat, Salmon Creek) near  Rogerson, each up to 10 MW, Idaho Power, IPC‐E‐10‐47, ‐48, ‐49 and ‐50.  http://www.puc.idaho.gov/internet/press/021811_IPCoRogersonwindprojects.htm     Cargill, Inc. biogas‐fueled digester at dairy farm near Roberts, 1.7 MW, PacifiCorp (Rocky  Mountain Power), PAC‐E‐11‐08  http://www.puc.idaho.gov/internet/press/060911_RMPCargill.htm     Clark Canyon Hydro, near Dillon, Mont., 4.7 MW, Idaho Power, IPC‐E‐11‐09  http://www.puc.idaho.gov/internet/press/072611_IPCoClarkCanyon.htm     Interconnect Solar, near Murphy, 20 MW, Idaho Power, IPC‐E‐11‐10  http://www.puc.idaho.gov/internet/press/102411_IPCoInterconnectSolar.htm     IPUC Annual Report 2011  44 | P a g e   Idaho Natural Gas Utilities  Intermountain Gas Company  Residential Commercial Industrial Transportation Total 2011 Customers 282,309 30,139 10 107 312,565 % of Total 90% 10% 0% 0.04% 100% 2010 Customers 275,522 29,673          9  105 305,309 Therms (millions) 222 111 3 241 577 % of Total 38% 19% 1% 42% 100% 2010 Therms 212.5 106.5          25.6 221.8 566.5 Revenue (millions) $185.4 $86.5 $1.8 $8.3 $282 % of Total 66% 31% 1% 3% 100% 2010 Revenue $326.8 Avista Utilities  Residential Commercial Industrial Transportation Total Customers 66,294 8,435 95 8 74,832 % of Total 89% 11% 0% 0% 100% 2010 Customers 65,050 8,303         100  8 73,461 Therms (millions) 48 28 2 45 123 % of Total 39% 23% 2% 37% 100% 2010 Therms 48 27.7          1.9 48.8 126.3 Revenue (millions) $48 $23 $2 $0.4 $73 % of Total 65% 31% 3% 1% 100% 2010 Revenue $83.54 Questar Gas  Residential Commercial Industrial Transportation Total Customers 1799 231 0 0 2030 % of Total 89% 11% 0% 0% 100% 2010 Customers 1730 227 1 0 1958 Therms (millions) 1.4 0.85 0 0 2.26 % of Total 62% 38% 0% 0% 100% 2010 Therms 1.26 0.76 0.10 0 2.12 Revenue (millions) $1.13 $0.59 $0.00 $0.00 $1.72 % of Total 63.11% 34.50% 2.39% 0.00% 100.00% 2010 Revenue $1.65   IPUC Annual Report 2011  45 | P a g e   Case No. INT‐G‐11‐01, Order No. 32372  September 30, 2011  Intermountain Gas rates decline 5.3 percent  Natural gas rates for customers of Intermountain Gas Company are declining an average 5.3  percent effective Oct. 1.       Low demand growth due to lingering economic conditions and increases in natural gas supply  are the primary reasons the company’s weighted average cost of gas (WACOG) continues to  decline.      The portion of customer bills that is based on the WACOG (gas supply and transportation cost)  decreases from  49.2 cents per therm to 45.3 cents, resulting in about an average $2.17 per  month reduction for residential customers.     There are two major components to natural gas rates, a base rate and the PGA. Base rates  cover fixed costs that rarely change. The PGA includes variable costs and is designed to more  closely align actual rates with the variable portion of gas rates. The variable rates included in  the PGA include: 1) the cost of purchased gas from suppliers, which is largely dependent on  wholesale market prices; 2) the cost to transport natural gas and 3) the cost to store it.    Company officials say supplies of natural gas nationwide continue to remain strong with natural  gas production at an all‐time high.      The annual adjustment does not impact company earnings, whether the PGA is an increase or  decrease. The amount collected in the PGA variable portion of rates can be used only to meet  gas supply, transportation, storage and other related expenses and cannot go to increase  company earnings.      _____________________________________________________________________________ Case No. AVU-G-11-01, Order No. 32371 September 30, 2011 Rate case settlement results in decrease to customers  The Idaho Public Utilities Commission is granting Avista Utilities a base rate electric increase of  about 1.1 percent and a base rate gas increase of 1.6 percent. However, due to decreases in  other rate components, billed rates for customers actually decrease effective Oct. 1.      IPUC Annual Report 2011  46 | P a g e The overall rate decrease to electric customers is an average 2.4 percent for all customer  classes (2.1 percent to residential class) and an average 0.8 percent to gas customers (0.5  percent to residential class).     A residential natural gas customer using an average of 62 therms would see a 20‐cent per  month decrease for a revised monthly bill of $60.96.  The billed rate decreases from the current  91.5 cents per therm to 90.7 cents per therm.        Part of the base electric and gas rate increase include an increase in the monthly customer  service charge from $5 to $5.25 per month for electric customers and from $4 to $4.25 per  month for natural gas customers.      A key part of the settlement is that Avista agrees to not collect another base electric or gas rate  increase before April 1, 2013.  (This does not include yearly tracker adjustments such as the  Power Cost Adjustment or Purchased Gas Cost Adjustment and energy efficiency rider  adjustments.)      NATURAL GAS ADJUSTMENTS include three increases and one decrease for net overall rate  decrease of 1 percent.      Base rate increase of $1.1 million, or 1.6 percent. (Case No. AVU‐G‐11‐01).    Deferred state income tax increase of $470,423. This was previously approved as part  of the settlement of the 2010 rate case. Deferred state income tax benefits are no  longer available to reduce rates.  (Case No. AVU‐G‐10‐01, Order No. 32070)     Purchased Gas Adjustment (PGA) increase of $776,190 or an average 1 percent. The  PGA operates much like the electric PCA, matching anticipated gas supply and  transportation costs with actual cost. (Case No. AVU‐G‐11‐04, Order No. 32370)    Energy efficiency rider decrease of $2.4 million or an average 3.5 percent.  The rider is  used to fund conservation programs that reduce the company’s need to buy gas supply  at greater cost than the cost of the conservation programs. For residential customers,  the decrease in the rider is from about 5.7 cents per therm to 2.7 cents per therm.  Avista estimates that during 2010, natural gas efficiency programs resulted in natural  gas savings of about 1.9 million therms.  (Case No. AVU‐G‐11‐03, Order No. 32366)    ______________________________________________________________________________  Case No. INT‐G‐11‐03, Order No. 32450  February 2, 2012    Intermountain seeks second decrease this year    On Dec. 22, Intermountain Gas Company sought commission approval to decrease the variable  portion of it rates by an average 4.5 percent effective Feb. 1, 2012.      IPUC Annual Report 2011  47 | P a g e The “prolific availability” of U.S. shale gas production, record storage of natural gas supply and  the lack of hurricane activity and cold weather are all contributing factors cited by  Intermountain Gas Company in its fifth consecutive request for a reduction in natural gas rates.      Intermountain Gas serves about 312,000 customers in 74 communities across southern Idaho.     If approved by the commission, the portion of rates that covers natural gas supply and  transportation would decline from 45.35 cents per therm to 41.8 cents.  That represents about  half the total summer residential rate of 86 cents per therm and winter residential rate of 75  cents.      Intermountain Gas also cited completion of the Ruby gas pipeline (from southeast Wyoming to  south‐central Oregon) as another factor contributing to lower gas supply prices. The Ruby  pipeline has displaced other traditional natural gas supplies and softened prices at the Alberta  Energy Company hub (AECO) that makes up a significant portion of Intermountain’s gas supply  portfolio.       This is Intermountain Gas Company’s fifth consecutive request for a reduction in natural gas  rates.                                                      IPUC Annual Report 2011  48 | P a g e   Idaho Water Utilities The commission regulates 29 privately held water systems, or only about 1  percent of the approximate 2,100 water systems in the state. The regulated  systems vary in size from companies with about 78,000 customers to  companies with as few as 22 customers. These companies provide  industrial, commercial and residential customers throughout the state with  drinking water as well as water for irrigation, recreation and manufacturing.   Most of the unregulated systems are operated by homeowner associations, water districts, co‐ops and  cities. The rates listed here represent only the residential customer class and may not reflect the actual  rates paid by a specific customer. (bh) = business hours     (ah) = after hours     (nm) = non‐metered     (g) = gallons  (cf) = cubic feet  Utility Name Number of New Hook-up Reconnect Residential Monthly Last Rate Sur- Customers Fee Fee Rates Revision charge 1. Algoma 25 $0.00 $ 25 $ 27 per month 7/4/2008 $44.50 (commercial) 2. Aspen Creek 25 $1,000 $15bh/$25ah $25 up to 15,000 gal 9/25/2002 After 30 days --$75 $1 each 1,000 gals over 3. Bar Circle "S" 160 $400 if line, meter in place $ 20bh/$40 ah $27.43 up to 7,500 gal 1/1/2010 $2500 if not $1.74 each 1,000 gal over 4. Bitterroot 117 $750 $ 25 bh/ah $21 up to 15,000 gal 2/1/2006 $1.24 BF $1.73 each 1,000 gal over $2.67 Valve 5. Brian 46 None approved $ 12.50 bh/ah $17.50 up to 4,000 gal 8/12/2011 $1.51 each 1,000 gal over 6. Capitol Water Corp. 2,875 None approved $15 Starts at $12.65/mo in winter and $28.70/mo summer for non-metered. Metered rates start at $8.50/mo 5/1/2009 Annual Power Cost Adjustment at 0.81% of bill 7. Country Club Hills Utility 132 $500 $14 bh $17 up to 30,000 gal 6/1/2005 $28 ah $0.60 each 1,000 gal over 8. Diamond Bar Estates 51 $310 /existing $ 15 bh $ 29.00→5,500 gal 12/1/2007 $2,500 to install $ 30 ah .80 each 1,000 gal over 9. Eagle Water Company 3,400 $845 includes $100 study surcharge and $500 loan surcharge. $15 bh/ $30 ah Monthly flat rate starting at $11.75 (nm); $ 7.84 up to 600 cf. metered and $0.45 for each add 100 cf 2/23/2009 10. Evergreen 36 $600 None approved $ 15 up to 7,500 gal 01/06/95 $0.35 each 1,000 gal over 11. Falls Water 3,593 Minimum $500 depending on meter size $20/bh and $40/ah $16.10 (depending on meter size) up to 03/16/10 12,000 gal and $0.611 Each 1,000 gal over     IPUC Annual Report 2011  49 | P a g e Utility Name Number of New Hook-up Reconnect Residential Monthly Last Rate Sur- Customers Fee Fee Rates Revision charge 12. Grouse Point 23 None approved $20bh/ $40ah $22 up to 8,000 gal 1/4/2004 $0.50 each 1,000 gal over 13. Happy Valley 24 $500 $ 20bh/ah $27.00 up to 20,000 gal 8/3/2001 $0.70 each 1,000 gal over 14. Island Park 334 $200 authorized $20bh/$20ah $280/year nm 11/05/2008 $1100 unauthzed 15. Kootenai Heights Water 11 None approved $50 $38.50 up to 10,000 gal 6/21/2007 $3.10 each 1000 gal over 16. Mayfield Springs 100 $725 $35bh/$70ah 1” meter $22 up to 10,000 gal $0.30 each 1,000 gal over 10/10/2008 2” meter $50 up to 20,000 gal $0.30 each 1,000 gal over 17. Morning View 96 None approved $ 25 bh/-ah ¼ acre-$ 27.41/mo. 9/01/2007 $5 for ½ acre-$ 35.94/mo. Reserve 1 acre-$ 44.48/mo Account 18. Murray Water Works 33 $800 $25 March-Oct $ 26/mo 7/15/2003 Rate case $50 Oct-Feb pending 19. Pack Saddle Estates 35 $430 $ 25 if 45 days or less; $130 for more than 45 days $34.24/mo 6/3/1996 20. Picabo 28 $500 $ 15 involuntary $41/mo summer 7/1/2004 Irrigation (April-Sept) $ 25 voluntary $22/mo winter $19/mo 21. Ponderosa 29 $2,500 $ 35 bh/ah Resident: $ 48/mo 7/1/2003 Seasonal: $ 25/mo 22. Resort 389 None approved $ 20 bh/$60ah $ 44.80/mo per 1 ERU 3/15/2005 4X that after 30 days 23. Rickel 27 $6,000 $25 bh/ah $ 30 up to 15,000 gal 5/011997 $1.10 each 1,000 gal over 24.Rocky Mountain Utility Company 25. Spirit Lake 38 305 $150 $2,500 $20 bh Or $40 ah $ 16 bh/$32 ah $39/50/mo $12.50 up to 9,000 gal 01/01/09 10/30/09 $0.10 each 100 gal over 25. Stoneridge 193 $1,200 $18.50bh/$33.50ah $24/mo based on size 7/02/2007 Happy 30-days plus varies $0.79/1,000 gal Valley res Per size of service Pay $16.83/mo Does not 26. Sunbeam 22 None approved None approved $12 up to 12,000 gal 5/31/1983 file annual $1.20 each 1,000 gal over report 27. Teton Springs 272 $600 for $20 if disconnected $118/per quarter 2/2/2009 1” res/larger 30 days or less/ Based on size $40 after hours 28. Troy Hoffman 144 $458/1” $20/bh $11.80/first 5,000 gal 1/1/2011 $40/ah $1.10 each 1,000 gal 29. United Water Idaho 78,892 See Tariff $20/ bh Starting at $20.10 bi-monthly 2/1/2012 $30/ ah Winter -- $1.44 per 100 cf Summer - $1.44 per 100 cf Up to 300 cf and $1.798 For each 100 cf over   IPUC Annual Report 2011  50 | P a g e Case No. TRH-W-10-01, Order No. 32152 January 3, 2011 Rates increase for Troy Hoffman Water customers  The monthly minimum rate for the approximate 150 customers of Troy Hoffman Water Corporation  increased from $5.50 to $11.50 per month effective Jan. 1, 2011.      Rates have not increased for 14 years for the company, which serves customers in Coeur d’Alene. When  the company filed its case last June, it asked for an increase in the monthly charge from $5.50 to $13.31,  plus another $1.45 for every 1,000 gallons used in excess of 3,000 gallons. The commission ultimately  approved the $11.50 monthly minimum but applied it to the first 5,000 gallons. Customers will pay  $1.10 for every 1,000 gallons used in excess of 5,000 gallons per month.     The commission received 25 written comments from customers and four testified at a telephonic  hearing. Customers opposed the size of the increase, especially given the poor economic conditions.     “We recognize that for some customers any increase may result in economic hardship,” the commission  said. “While we have an obligation to customers to establish rates that are fair and reasonable, this  commission at the same time has a statutory obligation to Troy Hoffman to set rates at a level sufficient  to allow the company to recover its reasonable expenses of operation and to receive a reasonable  return on prudent capital investments in utility plant and facilities. Carrying out this duty is necessary for  the company to be financially sound and capable of providing its customers with safe and reliable water  service.”     The commission approved an annual revenue requirement of $41,834, an increase of $17,682. Major  repairs totaling $40,795 were made to the well pump and motor, electrical service and well house  during 2009. Commission staff reviewed the repairs to determine if they were necessary and reasonably  priced.     Within one year, the company must test the accuracy of its newly installed production flow meter and  randomly test at least 10 percent of its customer service meters. The company must also review and  update all its customer notices, bills and other documents to ensure they are consistent with  commission rules and regulations and change its business hours from 7 a.m. to 4 p.m. to 8 a.m. to 5 p.m.     _____________________________________________________________________________  Case No. BRN‐W‐11‐01, Order No. 32324  August 15, 2011    Rates increase for Boise’s Brian Water customers     The Idaho Public Utilities Commission has approved a rate increase for the 46 households served by  Boise‐based Brian Water Corporation.      IPUC Annual Report 2011  51 | P a g e The increase raises the basic monthly charge from the current $12.50 to $17.50 for the first 4,000  gallons used per month. The commission also approved an additional commodity charge of $1.51 for  every 1,000 gallons used above 4,000 gallons.      Brian Water serves customers in the Warm Springs area of eastern Boise.      The commission re‐stated its 2007 directive to the company to read meters monthly rather than bi‐ monthly. The company has failed to do so, the commission noted, and must do so now to avoid facing  civil penalties. “In failing to institute monthly billing, Brian Water not only exacerbates its cash flow  problems, but also subjects the company to potential penalties,” the commission said.      Further cash flow problems are attributed to the company’s failure to more timely collect bills. The  commission directed Brian Water to use commission rules to enforce bill collection and implement a 1  percent per month late fee on any unpaid balance.      The Brian Water system was built in the early 1960s and has two production wells, one a primary well  and one a back‐up well. Because of the age of the system, water loss is high. Further, the Idaho  Department of Environmental Quality has stated that the system’s nitrate levels exceed the federal  maximum contamination level. The company is considering a new, deeper well. The commission said  that when the company builds a new well it should include the costs of a flow meter which would allow  the company to reduce loss and better manage its water resource.      The commission said it also included enough additional revenue ($4,590 of additional annual revenue  for a total yearly revenue requirement of $17,532) to allow the company to begin replacing its aging  meters. The money allowed in the new rates should permit the company to replace five meters each  year.       ______________________________________________________________________________  Case No. UWI‐W‐11‐02, Order No. 32443  January 24, 2012    Commission adopts settlement of United Water rate case    The approved a settlement to the United Water Idaho rate case that will increase rates for Boise area  water customers by an average 8 percent effective Feb. 1 followed by a 2.5 percent increase on Feb. 1,  2013.  For an average residential customer, the monthly increase will be about $2.28 per month in 2012  and another 72 cents per month in 2013.1      United Water, which serves about 84,000 customers in the Boise metro area, filed last August for a near  20 percent one‐time increase of about $5.82 per month, or about $7.6 million in additional yearly  revenue.  The settlement allows a $3 million revenue increase in 2012 and $950,000 in 2013 or about 52  1 For the average customer who uses a 5/8” to ¾”‐inch meter, the fixed customer charge would increase from  $18.10 every two months to $20.10 in 2012 and $20.80 in 2013. The commodity charge, which varies according to  consumption, would increase from $1.35 per hundred cubic feet (ccf) in the winter months to $1.44 per ccf in 2012  and $1.464 in 2013.  During the months of May through September, all use above 3 ccf would be billed at $1.80  per ccf in 2012 (up from $1.69) and to $1.83 in 2013.    IPUC Annual Report 2011  52 | P a g e percent of United Water’s original request.  Further, the agreement precludes any other rate increases  until 2014 at the earliest.      Parties proposing the settlement to the commission included commission staff, United Water and the  Community Action Partnership Association of Idaho (CAPAI), which represents low‐income customers.      The commission acknowledged the more than 250 comments filed by concerned customers, none  favorable to the request.  Most of the comments expressed concern about United Water seeking more  revenue because declining water use resulted in less revenue.  About 38 percent of United Water’s $7.6  million request in new revenue was attributed to declining water sales.  The settlement approved by the  commission removed nearly all the revenue increase requested attributable to reduced water use.  The  agreement calls for future meetings between staff and United Water to discuss revenue and earnings  instability associated with reduced water use.        Parties to the settlement also did not agree on an appropriate return on equity (ROE).  United Water  requested an overall rate of return of 8.43 percent (it is currently earning 5.64 percent) and an ROE of  10.5 percent.  Commission staff’s recommended ROE was significantly below anything approved by the  commission for an Idaho utility in the last 20 years.  A specified level of return is not included in the  stipulation, one reason why a lower overall revenue requirement could be achieved.      Commission staff thoroughly reviewed United Water’s expenses and investments.  The staff adjustments  approved by the commission totaled a nearly $4 million reduction in the company’s   revenue request.  “The stipulation we approve is for a significantly reduced amount and spreads  recovery of that reduced amount over two years,” the commission said.      However, further reductions were difficult to find because much of the company’s request was driven  by additional investment for pipelines, filtration and pumping, which are required to provide adequate  service.  United Water claims it has invested more than $20 million in its system since its last rate case.   Improvements include a new supply treatment facility, a 600,000‐gallon water storage tank, 1.7 miles of  new 24‐inch water main and replaced water mains, service lines and meters.  The company is also  investing $5.5 million in a new customer information system.  “There is no dispute that the company has  made capital improvements that are properly recovered in rates, and that its costs have increased since  its last rate increase, while its revenues have declined,” the commission said.      Customers also objected to an increase in the fixed customer charge from $9.05 per month to $10.05.   United Water’s customer charge is notably higher than customer charges for other electric and gas  utilities operating in Idaho.      Cost‐of‐service studies for water companies typically show a higher degree of fixed costs to deliver  water than is necessary to deliver electricity or natural gas.  Much of United Water’s cost is in the  infrastructure it operates and maintains, and those costs exist independent of the amount of water  used.  Revenue not collected in the customer charge must be recovered in the charge for water used  (commodity charge), which, for many customers, would dramatically increase billing, particularly in the  summer.      Both commission staff and CAPAI supported the increase to the customer charge over shifting those  costs to the commodity charge.  CAPAI said it generally prefers to place the bulk of any rate increase on  the actual water used to enhance a customer’s ability to control his or her bill.    IPUC Annual Report 2011  53 | P a g e   United Water agreed to increase the cap on the amount of annual benefits it will make available to  assist low‐income customers from $50 to $65.  Further, the company agreed to remove the upper limit  of matching funds it will contribute to the “UW Cares.” The company currently will match up to $20,000  of customer contributions to UW Cares. Under the proposed stipulation, the company has agreed to  match whatever customers contribute, even beyond $20,000.  That means funds will be available to  meet the needs of all United Water customers who apply for the UW Cares program.        ______________________________________________________________________________  Case No. UWI‐W‐W‐11‐01, Order No. 32201  March 11, 2011    Commission approves agreement between water utilities    The commission approved a United Water Idaho petition to renew and expand an interconnection  agreement with the City of Eagle that allows both utilities to supply water to each other during  emergency situations.   The agreement allows United Water and the City of Eagle to modify their existing interconnection to  enable a two‐way flow between the two systems during those times when excess water supply may be  needed for fire suppression, a significant pipe break, unexpected pump shutdown or scheduled  maintenance of large facilities.      The maximum instantaneous supply that United Water will supply to the City of Eagle is 1,500 gallons  per minute and the maximum daily supply is 1.44 million gallons per day. The City of Eagle will be able to  provide 825 gallons per minute and up to 1.1 million gallons per day.     The cost to modify the system to allow the two‐way flow is $19,995. United Water will pay $14,496 and  the City of Eagle, $5,499.     The agreement provides that both companies will use their best efforts to ensure that water furnished is  potable and in compliance with all federal and state laws and regulations in effect at the time water  supply is delivered to either party.     “The agreement helps maintain United Water’s supply to customers in the event of emergencies, and  allows United Water to reasonably provide water to the city, without degrading its own supply or water  quality,” the order states.     _____________________________________________________________________________________  Case No. ISL‐W‐11‐01, Order No. 32268  June 22, 2011    Island Park Water ordered to cease incorrect billing    The commission is ordering Island Park Water Company to cease all billing practices that are in conflict  with the tariff approved by the commission in November 2008.    IPUC Annual Report 2011  54 | P a g e   Some of the water company’s 334 customers recently complained to the commission that they were  being charged $280 per lot rather than commission‐approved $280 per customer (or connection).   Commission staff investigated to substantiate the customers’ complaints.    In response, the commission’s order directs the company to do the following:    „ Cease all billing practices that conflict with the tariff.  „ Refrain from terminating service to customers who did not pay bills that conflict with the tariff.  „ Send corrected invoices to all customers who were billed incorrectly and simultaneously provide  copies to the commission.  „ Repay customers for any amounts collected based on a rate exceeding the rate allowed by the  tariff.  „ Send a copy of a current customer list to the commission.  „ Provide commission staff with a specific date and time that the commission’s auditors may visit  the company.    _____________________________________________________________________________  Case No. UWI‐W‐11‐03, Order No. 32391  November 7, 2011  Unclaimed deposits will be used to benefit water customers   The commission granted United Water Idaho’s request to transfer about $95,600 in unclaimed customer  deposits into a program that assists low‐income and disadvantaged customers of the Boise area water  utility.      The unclaimed deposits are from developers of water main extensions to subdivisions that were never  completed. United Water said it made every effort to contact the developers who made deposits of  $80,817.48 in 2007 and $14,771.71 in 2008.     State law allows unclaimed customer deposits of more than year after service is terminated to be  directed into low‐income assistance programs if the commission certifies to the state treasurer that a  utility participates in a financial assistance program.      United Water will include the unclaimed deposits in its UW Cares program, administered by the El‐Ada  Community Action Partnership.  Since 2005, UW Cares has provided more than $77,000 in grants to  1,600 qualified customers.  About $74,000 of that has comes from shareholders and another $3,000  from voluntary customer contributions.                    IPUC Annual Report 2011  55 | P a g e   Idaho Telecommunications    Case No. ALL‐T‐10‐01, Order No. 32209  April 4, 2011  Wireless company qualifies for high­cost support in rural Idaho  State regulators have granted a request by Allied Wireless Communications Corporation, doing business  in Idaho as Alltel Wireless, to be declared eligible to receive federal funds to expand its wireless network  to serve several rural areas of Idaho.     The commission ruled that Alltel qualifies as an “eligible telecommunications carrier” (ETC). The  designation means the wireless carrier is now eligible to receive support from the federal Universal  Service Fund (USF). The USF was created by Congress to ensure that telephone consumers in rural areas  – where it costs more to build a telephone network – can have access to the same telecommunications  services as consumers in urban areas at roughly the same cost. All telephone companies providing  interstate service contribute to the USF. The companies pass that cost on to their customers who pay a  portion of their bill each month to support the Universal Service Fund.     Competitive wireless companies now receive the same federal support as wireline companies if state  commissions find that ETC designation promotes competition and is in the public interest. Edge Wireless  became the first cellular phone company in Idaho to qualify for ETC designation in 2007.     Alltel will provide service to 20 rural wire centers now served by five incumbent telephone companies.  (A wire center is a geographic area served by a central office switch, which provides dial tone and dialing  functions.)  The wire centers are in areas now served by Cambridge Telephone Company (Cambridge,  Council, Cuprum, Lowman and Indian Valley), CenturyTel of Idaho (Leadore, North Fork and Salmon),  Custer Telephone Cooperative (Challis, Clayton, Elk Bend and May) Famers Mutual Telephone Co.  (Fruitland and Nu Acres) and Midvale Telephone Exchange (Lakeview, Midvale, Warm Lake, Warren and  Yellow Pine).      Alltel cited five public interest benefits in its application including: 1) higher speed service, 2) potential  solution to health and safety risks by not having to travel long distances to find a telephone (its  customers will have access to E 911 dispatch); 3) negligible impact on the overall Universal Service Fund;  4) the benefit of increased competition and economic development in rural areas and 5) no possibility  for “cream skimming,” or serving only those customers within an exchange’s lower cost areas and not  building the network out to also take in customers in more remote, high‐cost areas.  Alltel maintains it  will serve the entire wire center in all its areas, not just the lower‐cost areas.      The commission said ETC designation is in the public interest because Alltel had demonstrated it is  capable of providing the services described in its application, has a viable network plan to provide  service throughout the areas, has a local use plan that is similar to the companies already serving the  area and is able to remain functional during emergencies.        IPUC Annual Report 2011  56 | P a g e Case Nos. GNR‐T‐11‐02 and GNR‐T‐11‐03  May 5, 2011  Surcharge for telephone fund to increase slightly    A surcharge that helps to ensure low‐income Idahoans, including many senior citizens, have access to  local dial‐tone service for medical and other emergencies, will increase by 1 cent per month for each  business, residential and wireless phone line effective June 1.    The commission agreed to increase the surcharge for the Idaho Telecommunications Service Assistance  Program (ITSAP) from 6 cents per access line per month to 7 cents.     Those who qualify for ITSAP receive a monthly discount of $13.50 from their telephone bills. Program  eligibility is determined by the state Department of Health and Welfare, although the Idaho Public  Utilities Commission establishes the amount of surcharge necessary to fund the program. Revenues  from the surcharge provide about 30 percent of the total discount low‐income Idahoans receive while  federal funds provide the rest. A state match is required to qualify for the federal funds.     During 2010, an average of 27,539 Idahoans per month qualified for ITSAP assistance. The surcharge to  fund the program has been as high as 12 cents per line per month, but the number of wireline access  lines continues to decline, with an 8 percent drop during 2010. The number of wireless access lines  remained about the same during 2010, with just a 0.6 percent decline. While the number of ITSAP  recipients is expected to remain constant, the decrease in the number of lines funding the program  necessitated the 1‐cent increase in the surcharge.     In a related case, the commission decided to leave at current levels the funding for the Idaho  Telecommunications Relay Service (TRS), which assists hearing and speech impaired  telecommunications users.     The TRS allows hearing and speech impaired citizens to use telephones via a relay center that converts  oral conversation to text‐type and vice versa. The service is funded by an assessment on residential and  business lines of 2 cents per month and a charge of two‐tenths of 1 cent per minute on intrastate long  distance calls.      Use of the service is declining due to advancing technology in Internet‐based services and cell phone  texting. During 2010, the relay center handled 70,995 minutes of traffic, a 24 percent decrease from  2009. The number of access lines to fund TRS was 531,190 in 2010, a decrease of about 57,850 lines  from the previous year.     _____________________________________________________________________________________  Case No. GNR‐T‐11‐01, Order No. 32277  July 5, 2011    PUC creates registration process for wholesale telecoms     The commission has created a process that allows telephone companies who provide services other  than traditional local exchange to register as wholesale providers of telecommunications services in  IPUC Annual Report 2011  57 | P a g e Idaho.  Companies that do provide local exchange services must be issued a Certificate of Public  Convenience and Necessity (CPCN) from the commission.      The wholesale providers said the registration process will make it easier for them to enter into  interconnection agreements with existing companies that have telecommunications infrastructure in  place.      The need for the registration process surfaced in 2010 when Time Warner Cable Information Services  applied to the commission to receive a CPCN. The commission denied the certificate because Time  Warner did not plan to offer local exchange service, but sought only to offer Voice over Internet  Protocol (VoIP) services to commercial customers in Idaho using facilities owned by its cable affiliate.  The commission said the CPCN was not necessary because Time Warner is a wholesale provider that  offers services to other telecommunications companies, not to the public or end‐users.  The commission  said Time Warner was free to offer its wholesale service without commission involvement.      However, Time Warner officials asserted that existing providers in Idaho wouldn’t interconnect with  them without a certificate. Further, Time Warner alleged that without a certificate it won’t be assigned  telephone numbers and connections with E‐911 emergency service.      The Time Warner case led to a commission investigation that determined there are a number of  competitive local exchange companies that, while operating with a certificate, are still not providing  local service to end‐users. A number of the companies objected to a commission letter suggesting the  commission may rescind their certificates.      In response, the commission opened a docket to investigate whether a process short of issuing a CPCN  could be created for competitive providers who do not offer local exchange services.  As a result, the  commission created the registration process, which allows companies to use Sections 1 and 5‐8 of its  existing Rule 114 to register.  Those sections require the companies to provide certain identifying  information and a commitment to adhere to number pooling and reporting requirements to assist the  commission in preserving telephone numbers and delaying further the creation of more than one area  code in the state.      _____________________________________________________________________________________  Case No. TFW‐T‐09‐01, Order No. 32301  August 1, 2011  Commission denies ETC designation to pre­paid wireless service    State regulators have denied an application from TracFone Wireless, Inc., a prepaid wireless service  provider, to be declared an Eligible Telecommunications Carrier in Idaho. The designation would have  qualified TracFone to receive money from federal and state low‐income assistance programs.     The commission’s denial is due primarily to TracFone’s refusal to contribute to a combined federal and  state program called Lifeline, funded by a 6‐cent surcharge on each residential, business and wireless  phone line in the state. Because TracFone offers pre‐paid wireless service, it does not bill its customers  and, therefore, claimed it has no means to collect the surcharge. TracFone also said it would not  IPUC Annual Report 2011  58 | P a g e contribute to Idaho’s Emergency‐911 fund. Not doing so is a violation of the Idaho Emergency  Communications Act.     TracFone already offers pre‐paid wireless service in Idaho, but sought ETC designation so it could  provide service to low‐income customers under the name SafeLink Wireless. Qualifying customers  would receive a free handset and up to 67 minutes of free time. For use beyond 67 minutes, customers  would purchase a pre‐paid card at 20 cents per minute. SafeLink offers service to low‐income, low‐ volume users and transient users who either choose not to enter into long‐term service commitments or  are unable to meet the credit requirements necessary to obtain service from other carriers.     The commission noted the company’s testimony that it has the ability to track the usage rate of its  customers and calculate the amount that would be due in low‐income and E‐911 surcharges.  “The plain  and unambiguous language of these laws requires all telecommunications carriers – including pre‐paid  wireless carriers – to remit fees established under those statutes,” the commission stated. “TracFone  will not be allowed to escape the duty to remit the surcharges simply because it chooses not to bill its  customers on a monthly basis.”      TracFone argued that the issues regarding payment of fees to Lifeline or to the Emergency 911 fund can  be addressed in separate proceedings and that ruling in favor the ETC designation now would make its  service immediately available to many low‐income households in Idaho.       _____________________________________________________________________________________  Case No. TFW‐T‐09‐01, Order No. 32358  September 21, 2011  Commission declines to reconsider telecommunications order     The commission affirmed its earlier denial of an application by TracFone Wireless, Inc., a prepaid  wireless service provider, to be declared an Eligible Telecommunications Carrier in Idaho. ETC status  would have qualified TracFone to receive money from federal and state low‐income assistance  programs.     The denial is due primarily to TracFone’s refusal to contribute to a combined federal and state program  called “Lifeline.” Funded by a 6‐cent surcharge on each residential, business and wireless phone line in  the state, Lifeline provides discounts that allow qualifying low‐income households to retain basic  telephone service. TracFone claims it cannot assess its customers the surcharge because it offers pre‐ paid wireless service rather than billing its customers, which would provide a mechanism for collecting  the surcharge. TracFone also said it would not contribute to Idaho’s Emergency‐911 fund. Not doing so  is a violation of the Idaho Emergency Communications Act, the commission ruled.     After the commission’s July 29 denial, TracFone petitioned for reconsideration. This week the  commission declined to reconsider. TracFone now has the option to appeal to the state Supreme Court.      TracFone already offers pre‐paid wireless service in Idaho, but sought ETC designation so it could  provide service to low‐income customers under the name SafeLink Wireless. Qualifying customers  would receive a free handset and up to 67 minutes of free time. For use beyond 67 minutes, customers  would purchase a pre‐paid card at 20 cents per minute. SafeLink offers service to low‐income, low‐ IPUC Annual Report 2011  59 | P a g e volume users and transient users who either choose not to enter into long‐term service commitments or  are unable to meet the credit requirements necessary to obtain service from other carriers.     The commission said the fact that TracFone does not bill its customers does not justify violating Idaho  statutes that require all telecommunications providers to contribute to E‐911 and Lifeline. “TracFone  has elected to pursue a business model that makes the collection of the fees more challenging than a  more typical telecommunications provider ....” the commission said. “We find that TracFone’s selection  of a business model does not render the relevant statutes inapplicable.”     In its earlier order, the commission noted TracFone’s testimony that it has the ability to track the usage  rate of its customers and calculate the amount that would be due in low‐income and E‐911 surcharges.      TracFone further argued that denial of its application would be a “disservice” to low‐income households  in Idaho. “TracFone’s purported aim of increasing the Lifeline participation rate for Idaho households,  however laudable, must be weighed against the company’s persistent refusal to contribute to programs  that directly benefit many of those same households,” the commission said.        _____________________________________________________________________________________  Case No. TMW‐T‐10‐01, Order No. 32319  August 10, 2011  T­Mobile eligible for federal, state funds  T‐Mobile West Corp. qualifies as an “eligible telecommunications carrier” (ETC) in Idaho, according to an  order issued by the commission.     ETC status means T‐Mobile can receive support from the federal Universal Service Fund, created by  Congress to ensure that telephone consumers in rural areas – where it costs more to build a telephone  network – can have access to the same telecommunications services as consumers in urban areas at  roughly the same cost. All telephone companies providing interstate service contribute to the USF. The  companies pass that cost on to their customers who pay a portion of their bill each month to support  the Universal Service Fund. For residential wireline and wireless customers in Idaho the charge is 12  cents per month and for business customers, 19 cents.      In recent years, competitive wireless companies have been allowed to receive the same federal support  as wireline companies if state commissions find that ETC designation promotes competition and is in the  public interest.     T‐Mobile currently provides wireless service in various locations around the state. With ETC status, T‐ Mobile asserts it will provide all the universal services supported by the USF including access to directory  and emergency services and will make discounted services available to qualifying low‐income customers  through the Idaho Telephone Service Assistance Plan called “Lifeline.” Idaho residential, business and  wireless customers pay 6 cents per month for the state’s contribution to the Lifeline program.      “Granting ETC status will benefit consumers by offering new services and increased competition,” the  commission said. “In addition, we find granting T‐Mobile ETC status will provide rural customers with  greater access to wireless services,” as well as being beneficial to low‐ and fixed‐income customers who  qualify for Lifeline service discounts  IPUC Annual Report 2011  60 | P a g e   A number of companies already providing service in Idaho, including Allied Wireless, CTC Wireless,  Syringa Wireless and Rural Wireless, objected to the T‐Mobile application on two grounds: 1) AT&T’s  application before the Federal Communications Commission to acquire T‐Mobile threatens the USF in  Idaho and 2) that T‐Mobile failed to demonstrate that it will adequately service both non‐rural and rural  areas.      The opposing companies, calling themselves the Telecom Group, contended that the FCC may approve  the AT&T merger only under a condition that T‐Mobile surrender its USF support as the FCC did with  two 2008 mergers. That, the Telecom Group said, would reduce the total high‐cost USF support  available to Idaho.  However, the commission noted that the FCC did not impose similar conditions in  merger cases as recent as 2009. Further, in the 2008 merger cases, the companies voluntarily agreed to  phase out high‐cost support. “We find that it is unreasonable to delay or reject T‐Mobile’s ETC  application based on what the FCC may or may not decide in the AT&T and T‐Mobile transaction,” the  commission said.    The Telecom Group argued that T‐Mobile did not provide enough information regarding its plan to  adequately serve more costly rural areas in the territory it seeks to serve. The commission said T‐ Mobile’s application met the commission requirements and that a two‐year network plan is submitted  every year. “We find this annual requirement will hold T‐Mobile accountable for making a reasonable  effort to implement its two‐year network plan and its ETC status may be revoked if it does not,” the  commission said.    T‐Mobile said that the opposition to the ETC application is a “naked attempt” to avoid or delay  enhanced competition in the rural areas of Idaho.    The areas T‐Mobile will serve include those areas already served by these rural telecom companies:  Albion, CenturyTel, Columbine, Direct Communications, Farmers Mutual, Filer Mutual, Fremont  Telecom, Mud Lake Telephone Cooperative, Potlatch, Project Mutual and Silver Star.                                        IPUC Annual Report 2011  61 | P a g e   Telecommunication Utilities Under PUC Jurisdiction  Albion Telephone Corp (ATC) , P.O. Box 98, Albion, Idaho 83311‐0098  208/673‐5335  Cambridge Telephone Co. P.O.Box 88, Cambridge, Idaho 83610‐0086  208/257‐3314  CenturyTel of Idaho, Inc., P.O.Box 1007, Salmon, Idaho 83467  208/756‐3300  CenturyTel of the Gem State, P.O.Box 9901, 805 Broadway, Vancouver, WA 98668  360/905‐5800  Also: 111 A Street, Cheney, Washington 99114 509/235‐3170  *Frontier, A Citizens Telecommunications Company of Idaho   P.O. Box 708970, Sandy, Utah 84070‐8970  801/274‐3127  Local: 201 Lenora Street, McCall, Idaho 83638  208/634‐6150  Inland Telephone Co., 103 South Second Street, Box 171, Roslyn, WA 98941  509/649‐2211  Fremont Telecom, Inc., 110 E. Main Street, St. Anthony, Idaho 83445  208/624‐7300  Midvale Telephone Exchange, Box 7, Midvale, Idaho 83645‐0007  208/355‐2211  *Verizon Northwest, Inc., 20575 N.W. Von Neumann Dr., Hillsboro, OR 97006  503/629‐2285  Local: 208/765‐4351 (Coeur d’Alene); 800/483‐4100 (Moscow); 208/263‐0557, Ext. 204  (Sandpoint)  Oregon‐Idaho Utilities, Inc., 3645 Grand Ave., Ste. 205A, Oakland, CA 94610  510/338‐4621  Local: 1023 N. Horton St., Nampa, Idaho 83653  208/461‐7802  Pine Telephone System, Inc., Box 706, Halfway, OR 97834  541/742‐2201  Potlatch Telephone Company, dba/ TDS Telecom, Box 138, 702 E. Main St.   Kendrick, Idaho 83537  208/835‐2211  Direct Communications Rockland, Inc., Box 269, 150 S. Main St. Rockland, ID 83271  208/548‐2345  Rural Telephone Company, 829 W. Madison Avenue, Glenns Ferry, Idaho 83623‐2372  208/366‐2614  Silver Star Telephone Company, Box 226, Freedom, WY 83120  307/883‐2411  Columbine Telephone Co. Inc., dba Teton Telecom Box 900, Driggs, Idaho 83422  208/354‐3300  *Qwest Communications, dba as CenturyLink, North and South Idaho, Box 7888 (83723) or   999 Main Street, Boise, Idaho 83702 800/339‐3929                *These companies, which represent more than 90 percent of Idaho customers, are no longer  rate regulated.    IPUC Annual Report 2011  62 | P a g e   Regulating Idaho’s railroads More than 900 miles of railroad track in Idaho have been abandoned since 1976. Federal law  governs rail line abandonments. The federal Surface Transportation Board decides the final outcome of  abandonment applications. Under Idaho law, however, after a railroad files its federal notice of intent to  abandon, the IPUC must determine whether the proposed abandonment would adversely affect the  public interest. The commission then reports its findings to the STB.     In reaching a conclusion, the commission considers whether abandonment would adversely  affect the service area, impair market access or access of Idaho communities to vital goods and services,  and whether the line has a potential for profitability.     The Idaho Public Utilities Commission also conducts inspections of Idaho’s railroads to  determine compliance with state and federal laws, rules and regulations concerning the transportation  of hazardous materials, locomotive cab safety and sanitation rules, and railroad/highway grade  crossings.     Hazardous material inspections are conducted in rail yards and at shipping facilities. In 1994,  Idaho was invited to participate in the Federal Railroad Administration’s State Participation Program.  IPUC has a State Program Manager and two FRA certified hazardous material inspectors.     The IPUC inspects railroad‐highway grade crossings where incidents occur, investigates citizen  complaints of unsafe or rough crossings and conducts railroad‐crossing surveys.  Railroad Activity Summary 2011 Inspections 171 Rail cars inspected 1569 Violations 9 Rail cars with defects 215 Crossing accidents investigated 2 Crossing complaints 2 Locomotives Inspected 11 Defects within locomotives inspected 0     IPUC Annual Report 2011  63 | P a g e   Consumer Assistance  The Consumer Assistance staff responded to 1,886 complaints, comments or inquiries in  calendar year 2010, of which 90 percent were from residential customers.    Breakdown of complaints by type of utility Contacts regarding telecommunications companies: 32 percent Contacts regarding energy (electric, gas) companies: 52 percent Contacts regarding water companies: 10 percent Non-utility related contacts: 6 percent (Qwest Communications had 41 percent of telecommunication complaints; Idaho Power had 51 percent and Intermountain Gas 21 percent of energy utility complaints and United Water had 32 percent of water complaints.) Summary of service quality issues: Disputed billings 23 percent Credit and collection issues 33 percent Miscellaneous 14 percent Utility rates and policies 15 percent Telecommunications issues 6 percent Line extensions and service upgrades 1 percent Service quality and repair 5 percent While dispute resolution remains an important task, it is hoped that by working with  consumer groups, social service agencies, and utilities, persistent causes of consumer  difficulties can be identified and addressed.     Consumer complaints present an opportunity for utilities and the commission to learn  the effect of utility practices and policies on people. For example, the unintentional and  perhaps unfair impact of a rule or regulation might be discovered in the course of investigating  a complaint. In such cases an informal, negotiated remedy may not be possible, and formal  action by the commission would be required. The Consumer Assistance Staff’s participation in  formal rate and policy cases before the commission is the primary method used to address  these issues.     While the Consumer Assistance Staff is able to respond to some consumer inquiries  without extensive research, about 74 percent of consumer complaints required investigation by  the staff. About 39 percent of investigations resulted in reversal or modification of the utilities’  original action.     Toll‐Free Complaint Line   The commission has a toll‐free telephone line for receiving utility complaints and inquiries  from consumers outside the Boise area. The toll‐free line (1‐800‐432‐0369) is reserved for  inquiries and complaints concerning utilities. Consumers may also file a complaint electronically  via the commission’s Website at www.puc.idaho.gov.     IPUC Annual Report 2011  64 | P a g e   Utilities By City  City Electric Gas Tele Aberdeen Idaho Power Intermountain Citizens Acequia Rural Electric None Project Mutual Ahsahka Clearwater Power None Verizon Albion Albion Light None ATC Almo Raft River Coop None ATC Alridge Rocky Mountain None Qwest American Falls Idaho Power Intermountain Qwest Ammon Rocky Mountain Intermountain Qwest Arbon Idaho Power None Direct Arco Rocky Mountain None ATC Arimo Rocky Mountain None Qwest Ashton RMP/Fall River Coop None Fairpoint Athol Kootenai Electric/AVISTA AVISTA Verizon Atlanta Atlanta Power None Rural Atomic City Idaho Power None Qwest Avery AVISTA None Verizon Avon Clearwater Power/AVISTA None Verizon Baker Idaho Power None CenturyTel Bancroft Rocky Mountain Intermountain Qwest Banida Rocky Mountain None Qwest Banks Idaho Power None Citizens Basalt Rocky Mountain Intermountain Qwest Basin Idaho Power None Project Mutual Bayview AVISTA/Kootenai None Verizon Bellevue Idaho Power Intermountain Qwest Bennington Rocky Mountain none Qwest Berger Idaho Power None Qwest Bern Rocky Mountain None Qwest Blackfoot Idaho Power Intermountain Qwest Blanchard AVISTA None Verizon Bliss Idaho Power None Qwest Bloomington Rocky Mountain None Direct Boise Idaho Power Intermountain Qwest Bone Rocky Mountain None Qwest Bonners Ferry Bonners Ferry Light AVISTA Verizon Bovill AVISTA/Clearwater Power AVISTA Verizon Bowmont Idaho Power None Qwest Bridge Raft River Coop None ATC Bruneau Idaho Power Intermountain CenTel Buhl Idaho Power Intermountain Qwest Burke AVISTA None Verizon Burmah Idaho Power None Project Mutual Burley Burley Municipal Intermountain Qwest Butte City Lost River Coop None ATC Cabinet Northern Lights None Verizon Calder AVISTA None Verizon IPUC Annual Report 2011  65 | P a g e City Electric Gas Tele Caldwell Idaho Power Intermountain Qwest Cambridge Idaho Power None Cambridge Cape Horn Salmon River Coop None None Carey Idaho Power None Citizens Careywood Northern Lights None Verizon Carmen Idaho Power None CenturyTel Cascade Idaho Power None Citizens Castleford Idaho Power None Qwest Cataldo AVISTA/Kootenai AVISTA Verizon Cavendish Clearwater Power None Verizon Centerville Idaho Power None Qwest Challis Salmon River Coop None Custer Coop Chatcolet Plummer Electric None Verizon Chester RMP/Fall River Coop None Fremont Chubbuck Idaho Power Intermountain Qwest Clark Fork AVISTA None Verizon Clarkia Clearwater Power None Verizon Clayton Salmon River Coop None Custer Coop Clearwater Idaho Co. Light None Qwest Clifton Rocky Mountain None Qwest Clover Idaho Power None Qwest Cobalt Idaho Power None None Cocolalla Northern Lights None Verizon Coeur d’Alene AVISTA/Kootenai AVISTA Verizon Colburn Northern Lights None Verizon Conda Rocky Mountain Intermountain Qwest Coolin Northern Lights None Verizon Copeland Northern Lights None Verizon Corral Idaho Power None Citizens Cottonwood AVISTA None Qwest Council Idaho Power None Cambridge Craigmont Clearwater Power/AVISTA None Qwest Crouch Idaho Power None Citizens Culdesac Clearwater Power/AVISTA None Qwest Cuprum Idaho Power None Cambridge Dalton Gardens AVISTA/Kootenai AVISTA Verizon Darlington Lost River Coop None ATC Dayton Rocky Mountain None Qwest Deary Clearwater Power/AVISTA AVISTA Verizon Declo Declo Municipal Intermountain Qwest De Smet Kootenai Electric None Verizon Dietrich Idaho Power None Qwest Dingle Rocky Mountain None Qwest Dixie Idaho Co. Light None Citizens Donnelly Idaho Power None Citizens Dover AVISTA AVISTA Verizon IPUC Annual Report 2011  66 | P a g e City Electric Gas Tele Downey Rocky Mountain None Qwest Driggs Fall River Coop None Silver Star Drummond Fall River Coop None Fairpoint   Dubois Rocky Mountain None Mud Lake Co-op Eagle Idaho Power Intermountain Qwest East Hope AVISTA None Verizon Eastport Northern Lights None Verizon Eden Idaho Power None Qwest Eddyville AVISTA/Kootenai None Verizon Edgemere Northern Lights None Verizon Elba Raft River Coop None ATC Elk City AVISTA None Citizens Elk River AVISTA None Verizon Ellis Salmon River Coop None Midvale Elmira Northern Lights None Verizon Emida Clearwater Power None Verizon Emmett Idaho Power Intermountain Qwest Enaville AVISTA None Verizon Fairfield Idaho Power None Citizens Fairview Rocky Mountain None Qwest Felt Fall River Coop None Silver Fenn AVISTA None Qwest Ferdinand AVISTA None Qwest Fernan Lake AVISTA/Kootenai AVISTA Verizon Fernwood Clearwater Power None Verizon Featherville Idaho Power None Rural Filer Idaho Power Intermountain Filer Firth Rocky Mountain Intermountain Qwest Fish Haven Rocky Mountain None Direct Fort Hall Idaho Power Intermountain Qwest Franklin Rocky Mountain Questar Qwest Fruitland Idaho Power Intermountain Farmers Fruitvale Idaho Power None Qwest Gannett Idaho Power None Qwest Gardena Idaho Power None Citizens Garden City Idaho Power Intermountain Qwest Garden Valley Idaho Power None Citizens Gem AVISTA Utilities None Verizon Genesee Clearwater Power/AVISTA AVISTA Verizon Geneva Rocky Mountain None Qwest Georgetown Rocky Mountain Intermountain Qwest Gibbonsville Idaho Power None Century Tel Gifford Clearwater Power/AVISTA None Inland Gilmore Idaho Power None Century Tel Glenns Ferry Idaho Power Intermountain Qwest Golden AVISTA None Citizens Good Grief Northern Lights None Verizon Gooding Idaho Power Intermountain Qwest Grace Rocky Mountain Intermountain Qwest Grand View Idaho Power None CenturyTel Gem  Grangemont Clearwater Power None Verizon IPUC Annual Report 2011  67 | P a g e City Electric Gas Tele Grangeville AVISTA None Qwest Granite Northern Lights None Verizon Grasmere Idaho Power None CenturyTel Gem Greencreek AVISTA None Qwest Greenleaf Idaho Power Intermountain Qwest Greer AVISTA None Verizon Hagerman Idaho Power None Qwest Hailey Idaho Power Intermountain Qwest Hamer Rocky Mountain None Mud Lake Co Hammett Idaho Power Intermountain Qwest Hansen Idaho Power Intermountain Qwest Harpster Idaho Co. Light None Qwest Harrison Kootenia Elec/AVISTA None Verizon Harvard Clearwater Power/AVISTA None Verizon Hauser AVISTA/Kootenai AVISTA Verizon Hayden AVISTA/Kootenai AVISTA Verizon Hayden Lake Kootenai Elec/AVISTA AVISTA Verizon Hazelton Idaho Power None Qwest Headquarters AVISTA None Verizon Heise Rocky Mountain None Qwest Helmer Clearwater Power/AVISTA None Verizon Henry Lower Valley Power None Silver Star Heyburn Heyburn Electric Intermountain Qwest Hill City Idaho Power None Citizens Holbrook Rocky Mountain None ATC Hollister Idaho Power Intermountain Filer Mu Homedale Idaho Power Intermountain Citizens Hope AVISTA None Verizon Horseshoe Bend Idaho Power None Citizens Howe Rocky Mountain None ATC Huetter AVISTA/Kootenai AVISTA Verizon Humphrey Rocky Mountain None Qwest Huston Idaho Power None Qwest Idaho City Idaho Power None Qwest Idaho Falls Idaho Falls Electric Intermountain Qwest Indian Valley Idaho Power None Cambridge CambridgeInkom Idaho Power Intermountain Qwest Iona Rocky Mountain Intermountain Qwest Irwin Lower Valley Power None Silver Star Island Park Fall River Rural None Fairpoint Jerome Idaho Power Intermountain Qwest Juliaetta Clearwater Power/AVISTA None Potlatch Juniper Raft River Coop None ATC Kamiah AVISTA/Clearwater Power None Qwest Kellogg AVISTA AVISTA Verizon Kendrick Clearwater Power/AVISTA None Potlatch Ketchum Idaho Power Intermountain Qwest Kilgore Rocky Mountain None Mud Lake Kimama Idaho Power None Project Mutual Kimberly Idaho Power Intermountain Qwest King Hill Idaho Power None Qwest Kingston AVISTA AVISTA Verizon Kooskia AVISTA None Qwest IPUC Annual Report 2011  68 | P a g e City Electric Gas Tele Kootenai AVISTA AVISTA Verizon Kuna Idaho Power Intermountain Qwest Laclede AVISTA/Northern Lights None Verizon Lake Fork Idaho Power None Citizens Lakeview Kootenai Electric Co-op None Midvale Lamb Creek Northern Lights None Verizon Lane AVISTA/Kootenai None Verizon Lapwai Clearwater Power/AVISTA None Qwest Lava Hot Springs Rocky Mountain Intermountain Qwest Leadore Idaho Power None CenturyTel Lemhi Idaho Power None CenturyTel Lenore Clearwater Power None Inland Leon Clearwater Power/AVISTA None Inland Leslie Lost River Coop None ATC Letha Idaho Power None Qwest Lewiston AVISTA/Clearwater Power AVISTA Qwest Lewisville Rocky Mountain Intermountain Qwest Lincoln Rocky Mountain None Qwest Lorenzo Rocky Mountain None Qwest Lost River Lost River Coop None ATC Lowman Idaho Power None Cambridge Lucile Idaho Power None Citizens Lund Rocky Mountain None Qwest Mackay Lost River Coop None ATC Malad City Rocky Mountain None ATC Malta Raft River Coop Intermountain ATC Marion Idaho Power None Project Mutual Marsing Idaho Power None Citizens Marysville Rocky Mountain None Fairpoint May Salmon River Coop None Custer Coop McCall Idaho Power None Citizens McCammon Rocky Mountain Intermountain Qwest Meadows Idaho Power None Citizens Meadow Creek Northern Lights/ None Verizon Bonners Ferry Light Medimont Kootenai Electric/AVISTA None Verizon Melba Idaho Power None Qwest Menan Rocky Mountain Intermountain Qwest Meridian Idaho Power Intermountain Qwest Mesa Idaho Power None Cambridge Middleton Idaho Power Intermountain Qwest Midvale Idaho Power None Midvale Minidoka Minidoka Electric None Project Mutual Mink Creek Rocky Mountain None Qwest Monteview Rocky Mountain None Mud Lake Co-op Montour Idaho Power None Citizens Montpelier Rocky Mountain Intermountain Qwest Moore Lost River Coop None ATC Moreland Idaho Power Intermountain Qwest Moscow AVISTA/Clearwater Power AVISTA Verizon Mountain Home Idaho Power Intermountain Qwest Moyie Springs Northern Lights/ AVISTA Verizon IPUC Annual Report 2011  69 | P a g e   City Electric Gas Tele   Mud Lake Rocky Mountain None Mud Lake Co-op Mullan AVISTA AVISTA Verizon Murphy Idaho Power None Qwest Murray AVISTA None Verizon Murtaugh Idaho Power Intermountain Qwest Myrtle Clearwater Power None Inland Naf Raft River Coop None ATC Nampa Idaho Power Intermountain Qwest Naples Northern Lights None Verizon Neeley Idaho Power None Qwest Newdale RMP/Fall River Coop None Fairpoint New Meadows Idaho Power None Citizens New Plymouth Idaho Power Intermountain Qwest Nezperce Clearwater Power/AVISTA None Qwest Norland Idaho Power None Project Mutual Nordman Northern Lights None Verizon North Fork Idaho Power None CenturyTel Notus Idaho Power None Qwest Nounan Rocky Mountain None Qwest Oakley Idaho Power None Project Mutual Obsidian Salmon River Coop None Midvale Ola Idaho Power None Citizens Oldtown AVISTA None Verizon Onaway AVISTA/Clearwater Power None Verizon Orchard Idaho Power None Qwest Oreana Idaho Power None CenturyTel Gem Orofino Clearwater Power/AVISTA None Verizon Orogrande AVISTA None Citizens Osburn AVISTA AVISTA Verizon Ovid Rocky Mountain None Qwest Oxford Rocky Mountain None Qwest Paris Rocky Mountain None Direct Parker Rocky Mountain Intermountain Fairpoint Parma Idaho Power Intermountain Citizens Patterson Salmon River Coop None CenturyTel Paul Idaho Power/Rural Intermountain ProjMut Pauline Idaho Power None Direct Payette Idaho Power Intermountain Qwest Pearl Idaho Power None Qwest Peck Clearwater Power None Verizon Picabo Idaho Power None Qwest Pierce AVISTA None Verizon Pine Idaho Power None Rural Pinehurst AVISTA AVISTA Verizon Pingree Idaho Power None Qwest Pioneerville Idaho Power None Qwest Placerville Idaho Power None Qwest Plummer Plummer Electric None Verizon Pocatello Idaho Power Intermountain Qwest Pollock Idaho Power None Citizens Ponderay AVISTA AVISTA Verizon Porthill AVISTA/Northern Lights None Verizo IPUC Annual Report 2011  70 | P a g e City Electric Gas Tele   Portneuf Idaho Power None Qwest Post Falls Kootenai Elec/AVISTA AVISTA Verizon Potlatch Clearwater Power/AVISTA None Verizon Prairie Idaho Power None Rural Preston Rocky Mountain Questar Qwest Priest River AVISTA None Verizon Princeton Clearwater Power/AVISTA None Verizon Raft River Raft River Coop Intermountain ATC Rathdrum Kootenai Elec/AVISTA AVISTA Verizon Reubens Clearwater Power/AVISTA None Qwest Rexburg RMP/Fall River Coop Intermountain Qwest Reynolds Creek Idaho Power None Qwest Richfield Idaho Power None CenturyTel Gem Riddle Idaho Power None CenturyTel Gem Rigby Rocky Mountain Intermountain Qwest Riggins Idaho Power None Citizens Ririe Rocky Mountain Intermountain Qwest Riverside Idaho Power Intermountain Qwest Roberts Rocky Mountain None Qwest Robin Rocky Mountain None Qwest Rock Creek Idaho Power None Verizon Rockford Idaho Power None Qwest Rockland Idaho Power None Direct Rogerson Idaho Power None Filer Mutual Rose Lake AVISTA/Kootenai None Verizon Roswell Idaho Power None Citizens Roy Idaho Power None Direct Rupert Idaho Power Intermountain ProjectMut Sagle AVISTA None Verizon St. Anthony RMP/Fall River Coop Intermountain Fairpoint St. Charles Rocky Mountain None Direct St. Joe AVISTA None Verizon St. Maries Clearwater Power/AVISTA None Verizon Salmon Idaho Power None CenturyTel Samaria Rocky Mountain None ATC Samuels Northern Lights None Verizon Sanders Clearwater Power None Verizon Sandpoint AVISTA AVISTA Verizon Santa Clearwater Power None Verizon Shelley Rocky Mountain Intermountain Qwest Shoshone Idaho Power Intermountain Qwest Shoup None None Rural Silverton AVISTA AVISTA Verizon Smelterville AVISTA AVISTA Verizon Smiths Ferry Idaho Power None Citizens Soda Springs Soda Springs Muni Intermountain Qwest Southwick Clearwater Power None Potlatch Spalding AVISTA/Clearwater Power None Qwest Spencer Rocky Mountain None Mud Lake Co-op Spirit Lake AVISTA/Kootenai None Verizon Springston AVISTA/Kootenai None Verizon IPUC Annual Report 2011  71 | P a g e City Electric Gas Tele   Springfield Idaho Power None Citizens Stanley Salmon River Coop None Midvale Star Idaho Power None Qwest Starkey Idaho Power None Qwest State Line AVISTA/Kootenai AVISTA Verizon Sterling Idaho Power None Citizens Stibnite Idaho Power None (Radio Phone) Stites AVISTA None Qwest Stone Rocky Mountain None ATC Sublett Raft River Coop None ATC Sugar City RMP/Fall River Coop Intermountain Qwest Sunbeam Salmon River Coop None Custer Co-op Sun Valley Idaho Power Intermountain Qwest Swanlake Rocky Mountain None Qwest Swan Valley Lower Valley Power None Silver Star Sweet Idaho Power None Citizens Tamarack Idaho Power None Citizens Tendoy Idaho Power None CenturyTel Tensed Clearwater Power None Verizon Terreton Rocky Mountain None Mud Lake Co-op Teton RMP/Fall River Coop None Fairpoint Tetonia Fall River Coop None Silver Star Thatcher Rocky Mountain None Qwest Thornton RMP/Fall River Coop Intermountain Qwest Three Creek Idaho Power None Rural Triangle Idaho Power None Rural Triumph Idaho Power None None Troy Clearwater Power/AVISTA AVISTA Potlatch Tuttle Idaho Power None Qwest Twin Falls Idaho Power Intermountain Qwest Tyhee Idaho Power None Qwest Ucon Rocky Mountain Intermountain Qwest Victor Fall River Coop None Silver Star Viola Clearwater Power/AVISTA None Verizon Virginia Rocky Mountain None Qwest Waha Clearwater Power/AVISTA None Qwest Wallace AVISTA AVISTA Verizon Wapello Idaho Power None Qwest Wardner AVISTA AVISTA Verizon Warm Lake Idaho Power None Midvale Warm River Fall River Coop. None Fairpoint Warren Idaho Power None Midvale Wayan Lower Valley Power None Silver Star Weippe Clearwater Power/AVISTA None Verizon Weiser Weiser Water & Light Dept. Intermountain Qwest Wendell Idaho Power Intermountain Qwest Westmond Northern Lights None Verizon Weston Rocky Mountain None Qwest White Bird Idaho Co. Light None Citizens Whitney Rocky Mountain None Qwest Wilder Idaho Power Intermountain Citizens Winchester AVISTA/Clearwater Power None Qwest IPUC Annual Report 2011  72 | P a g e City Electric Gas Tele Woodland AVISTA None Qwest Worley AVISTA/Kootenai None Verizon Yellow Pine Idaho Power None Midvale                                                                 ________________________________________________________________________    Questions regarding this report? Please call Gene Fadness at 334‐0339 or e‐mail to  gene.fadness@puc.idaho.gov.