Loading...
HomeMy WebLinkAboutelectric.pdfIdaho Public Utilities Commission 2013 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 49th of the 50 states and  District of Columbia in electricity rates during 2010. (See next page for state‐by‐state ranking.)   Idaho Power Company 2012 Average Number of Customers/Avg. Revenue/kwh (Computed from data available in FERC Form 1 Annual Reports) 400,291 Residential Customers/$0.0855 77,437 Commercial Customers/$0.0634 112 Industrial Customers/$0.0457 Avista Utilities 2012 Average Number of Customers/Avg. Revenue/kwh (Computed from data available in FERC Form 1 Annual Reports) 106,528 Residential Customers/$0.0883 16,727 Commercial Customers/$0.0850 468 Industrial Customers/$0.0533 2012 Average Number of Customers/Avg. Revenue/kwh (Computed from data available in FERC Form 1 Annual Reports) PacifiCorp/Rocky Mountain Power 57,891 Residential Customers/$0.1027 8,507 Commercial Customers/$0.0865 5,549 Industrial Customers/$0.0638 Idaho Public Utilities Commission 2013 16 | P a g e Average Revenue by State The information below is provided by the Energy Information Administration and reflects  average revenue by kilowatt‐hour by state in September 2013. While Idaho ranks 49th of 51 in  average revenue, its rate of increase from September 2012 to September 2013, ranks third at  15%, behind only Rhode Island (22%) and Louisiana (16%). The 5 states with the highest  average revenue are Hawaii, 32.24 cents per kWh; New York, 16.42 cents; Alaska, 16.22 cents;  California, 15.8 cents; and Connecticut, 15.71 cents. The 5 states with the lowest average  revenue are Washington, 6.99 cents; Wyoming, 7.62 cents; Idaho, 7.76 cents; West Virginia,  7.81 cents; and Illinois, 7.88 cents.      State     Sept 2012 (cents per kWh) Sept 13(cents per kWh) Change  Alabama 9.49 9.6 1% Alaska 15.46 16.22 5% Arkansas 8.04 8.21 2% Arizona 10.32 10.78 4% California 15.77 15.8 0% Colorado 9.8 10.26 5% Connecticut 15.49 15.71 1% D.C. 11.63 11.91 2% Delaware 11.34 10.8 ‐5% Florida 10.66 10.53 ‐1% Georgia 9.71 10.01 3% Hawaii 33.82 32.24 ‐5% Iowa 8.03 8.58 7% Idaho 6.72 7.76 15% Illinois 8.48 7.88 ‐7% Indiana 8.21 8.72 6% Kansas 9.43 9.77 4% Kentucky 7.49 7.89 5% Louisiana 7.1 8.25 16% Massachusetts 14.26 15.64 10% Maryland 11.47 12.1 5% Maine 11.68 11.46 ‐2% Michigan 10.95 11.06 1% Minnesota 9.37 9.84 5% Missouri 8.73 9.28 6% Mississippi 8.69 9.42 8% Montana 8.34 8.66 4% North Carolina 9.47 9.46 0% North Dakota 8.32 8.81 6% Idaho Public Utilities Commission 2013 17 | P a g e State     Sept 2012 (cents per kWh) Sept 13(cents per kWh) Change    Nebraska   9.02       9.48       5%  New Hampshire 14       13.94       0%  New Jersey   14.19       14.22       0%  New Mexico   9.19       9.39       2%  Nevada   9.69       9.91       2%  New York   16.34       16.42       0%  Ohio     9.32       9.25        ‐1%  Oklahoma   7.88       8.54       8%  Oregon   8.18       8.29       1%  Pennsylvania   9.76       9.85       1%  Rhode Island   12.86       15.63       22%  South Carolina 9.23       9.34       1%  South Dakota  8.9       9.3       4%  Tennessee   9.67       9.4        ‐3%  Texas     8.87       8.89       0%  Utah     8.34       8.73       5%  Virginia   9       9.27       3%  Vermont   13.69       14.41       5%  Washington   6.82       6.99       2%  Wisconsin   10.61       10.82       2%  West Virginia   8.2       7.81        ‐5%  Wyoming   7.25       7.62       5%        Idaho Public Utilities Commission 2013 18 | P a g e Recent History of Base Rate Electric Cases IDAHO POWER Year Requested Granted 2004 14.5% 6.3% 2005* 6.3% 6.3% (not a base rate case, but Increase granted due to tax settlement and Bennett Mountain plant) 2006 7.8% 3.2% (net was 14% decrease due to expiration of tax adjustment.) March 2008 10.35% 5.2% June 2008 Though not a base rate case, rates increased an average 10.7% due to a one-year PCA surcharge and 1.37% added to base rates for Danskin plant. 2009 10% 4% (tiered-rates implemented) 2010 No base rate cases. Rates decreased an average 5.2%, due primarily to a Power Cost Adjustment decrease. June 2011 Three surcharge adjustments result in average 3% reduction for customers. 2012 10% 4.2% (but net increase was 3.44% due to reduction in energy efficiency rider.) 2013 No base rate cases. But the annual Power Cost Adjustment was an average 15.3% increase effective June 1, the fourth-highest PCA on record. AVISTA UTILITIES Year Requested Granted 2004 11% 1.9% 2008 16.5% 11.9% (Also included 4% PCA increase) Idaho Public Utilities Commission 2013 19 | P a g e Year Requested Granted 2009 12.8% base rate increase with 5% PCA 5.7% (but with 4.2% PCA reduction, reduction, for net 7.8% net increase was 1.5 percent) 2010 14% 9.25% (but spread over 3 years) 2011 3.7% 1.1% (but with decreases in PCA and other rate components, the net is a decrease of 2.4 percent) 2013 4.6% 1.9% (with stay-out provision for next rate adjustment no sooner than Jan. 1, 2015. On Oct. 1, 2013, Customers got a 1.3% decrease due to reduction in Energy Efficiency Rider. ROCKY MOUNTAIN POWER (PacifiCorp) 2005 5.1% 5.1% (This increase only applied to irrigation and industrial customers, there was no increase to residential.) 2007 10.3% 6.4% 2009 4% 3.1% 2011 13.7% 6.8% (but net increase to customers was 5.5% because of 1.3% reduction to Energy Efficiency Rider) 2013 -- A settlement prior to a formal case filed increased rates by an average 0.77% effective Jan. 1, 2014, with stay-out provision to Jan. 1. 2016. Effective Oct. 1, 2013, customers received a 1.3% reduction due to increase in BPA credit. Idaho Public Utilities Commission 2013 20 | P a g e Summary of major cases     Commission rejects most of Idaho Power’s  proposed changes to net metering tariff    Case generates hundreds of comments; packed hearings    Case No. IPC‐E‐12‐27, Order No. 32846  July 3, 2013    The commission denied nearly all of an  Idaho Power Company application to  change how customers who generate their  own power should be treated.  The utility  proposed that residential and small  commercial customers who net meter by  generating their own power be moved into  new customer classes and be paid  differently for the energy they generate.      Even though the commission denied most  of Idaho Power’s application, the  commission said the company raises valid  issues that are more appropriately  addressed in a general rate case.      Idaho Power has about 386 net metering  customers who offset their electrical use by  connecting their own generating resources  (such as solar panels or wind turbines) to  the utility’s transmission grid.     Capacity cap  Idaho Power proposed to double the  current capacity limit on the amount of  energy that can be generated from net  metering  customers  from 2.9 MW  to 5.8 MW.  Current  generation is nearing the 2.9 MW limit. The  commission said a cap “may disrupt and  have a chilling effect” on net metering.  However, the commission directed the  company to provide an annual appraisal of  net metering status and its impact on the  reliability of the company’s system.      Pricing  Idaho Power proposed to increase the  monthly service charge for residential net  metering customers from $5 to $20.92 and  for small‐business net metering customers  from $5 to $22.49. To more fully reflect the  cost of service associated with net metering  customers’ use of Idaho Power’s  distribution system, the utility proposed to  establish a basic load capacity charge of  $1.48 per kW for residential net metering  customers and $1.37 per kW for small‐ business customers. It also proposed to  Idaho Public Utilities Commission 2013 21 | P a g e decrease the retail energy rates net  metering customers pay. (For example, a  residential net metering consumer would  pay a non‐summer rate of 4.85 cents per  kWh compared to a standard residential  customer’s rate of 7.23 cents per kWh for  the first 800 kWh of use.)     The pricing changes are needed, Idaho  Power said, because net metering  customers are credited at the full retail rate  and are able to avoid paying distribution  expense as well as other fixed costs, such as  billing, that other retail customers pay. As a  result, those costs are passed on to other  customers.     Idaho Power said residential customers with  net metering systems differ from other  residential customers in that they produce  power, can offset their use of power, use  transmission and distribution facilities in a  different manner and require backup  services.     The commission agreed that net metering  customers “have some characteristics that  could justify moving them into a separate  rate class,” but is concerned that the  company’s proposal is inconsistent with  state energy policy, will discourage net  metering and encourage “rate‐gaming”  where large customers would install a small  solar system to qualify for lower retail  energy rates.      The commission also agreed that net  metering customers “do escape a portion of  the fixed costs and shift the cost burden to  other customers in their class.” However,  the commission said “more work needs to  be done to establish the correct customer  charge for those who net meter”  and that  “dramatic changes such as those proposed  in this case ... should not be examined in  isolation but should be fully vetted in a  general rate proceeding.” Idaho Power  countered that this case presented a better  forum to focus on net metering issues than  would a general rate case addressing many  unrelated issues.      Excess net energy    For those net metering customers who  generate more power than they consume,  Idaho Power proposed to stop paying  customers and instead provide them with a  kilowatt‐hour credit that can be applied to  future billing periods. Those credits would  expire after the December billing period,  the company proposed, with the excess  applied against the annual Power Cost  Adjustment to benefit all customers.      The commission approved the proposal to  compensate net metering customers with a  kilowatt‐hour credit instead of a financial  credit or payment. “While we want to  encourage net metering, we believe a  financial credit or payment may incent  potential net metering customers to  overbuild their systems.” The net metering  tariff is designed for those customers who  wish to offset a portion of their load, not to  be wholesale power providers. There  already is a tariff schedule for small‐power  producers desiring to sell energy to the  company, the commission noted.     However, the commission denied the  company’s proposal to allow the credits to  expire at the end of December. The  commission said the credits should carry  forward to offset future net metering  customer bills for as long as the customer  Idaho Public Utilities Commission 2013 22 | P a g e remains on the net metering service at the  same generating site.     The commission approved the company’s  proposal to modify the procedures net  metering customers use to interconnect to  Idaho Power’s distribution grid.      The case generated hundreds of comments  to the PUC and large attendance at  workshops and hearings. Many customers  said the changes proposed by Idaho Power  would make it difficult, if not impossible, for  net metering customers to recoup their  investment and that net metering  customers are such a small part of the  overall company’s revenue base that any  rate inequities are insignificant.     Idaho Power maintained that while the  current inequities in the pricing system are  not significant numerically, the current  provisions are not sustainable and that  delaying the changes until net metering  service expands will only increase the  inequities.     The commission said it appreciated the  extent of public participation in the case.   “The public input was especially thoughtful  and thorough and, based on the record  before us, we find that the public  overwhelmingly opposes the company’s  application,” the commission said.    “Moreover, we are concerned that the  company did not seek out or consider  customer input before proposing such  dramatic changes to the net metering  provisions,” the commission said. “We  applaud the company for bringing this case  and these issues to our attention. But we  advise the company that it would enhance  consideration of future program‐specific  changes if it informed and obtained  feedback from its customers and other  stakeholders before proposing them.”    Several parties intervened in the case  including the City of Boise, Idaho Clean  Energy Association, Idaho Conservation  League, Pioneer Power LLC, Powerworks  LLC and Snake River Alliance.                                      Idaho Public Utilities Commission 2013 23 | P a g e   Idaho Power granted CPCN for Bridger coal plant  upgrades, but preferred ratemaking denied    Case No. IPC‐E‐13‐16, Order No. 32929  December 1, 2013    Idaho Power is getting a certificate to allow  it to invest in emissions upgrades at a  Wyoming coal plant, but the Idaho Public  Utilities Commission declined a ratemaking  treatment that would have guaranteed the  utility recovery up to about $130 million of  the investment.    The preferred ratemaking treatment might  have made it more difficult for Idaho Power  to pull back from the investment at two  units of the Jim Bridger coal plant if even  more federal or state emission controls  make the upgrades no longer economical,  the commission said.   It is not inconceivable that during the  installation of the upgrades, “a tipping point  could be reached making them  uneconomic,” the commission said. “It is in  the best interest of the customers, the  company and the company’s shareholders  for Idaho Power to be continuously  analyzing the impact of changing  environmental regulations on its upgrade  project. As the project moves toward  completion over the next several years, we  direct Idaho Power to return to the  commission if viable alternatives to the  Bridger Units 3 and 4 become available.”    The utility must file quarterly reports  updating the commission on any changes to  environmental policy or regulations until  the upgrades are placed in service.  Environmental groups urged the  commission to deny the certificate and,  instead, require Idaho Power to find the  approximate 350 megawatts of generation  (about one‐fifth of the company’s total  baseload capacity) from renewable  resources and increased use of energy  efficiency programs.  But the commission said Bridger opponents  were not able to outline a viable alternative  that could “reasonably and timely replace  the value of energy and capacity that  Bridger provides.”    “The suggestion ... that renewable  resources and energy efficiency could  somehow replace Bridger’s ability to  reliably provide energy and capacity is  simply not realistic in the near‐term,” the  commission said. Indeed, baseload plants  like Bridger and the Langley Gulch natural  gas plant make wind and solar generation  more reliable by balancing their  intermittent generation, the commission  said. The baseload plants are also “critical  to the reliable operation of the high‐voltage  Idaho Public Utilities Commission 2013 24 | P a g e transmission system in that they provide  voltage and frequency support.”  The commission emphasized that the  “public interest is paramount,” in  considering Idaho Power’s application.  Without the upgrades, which are being  required to meet Clean Air Act regional  haze rules, the coal units would be forced  to cease operation by December 2016 and  that is not in the public interest, the  commission said. “Cost‐effective  replacement resources that are  dispatchable and reliable year‐round do not  presently exist nor could they be brought  on line before the required dates.”    The commission acknowledged the public’s  concerns about unnecessarily extending the  life of the coal plant. (More than 200  written comments were received and 30  people testified at a standing‐room‐only  public hearing.)  “The detrimental effects of  long‐term coal use on human health, the  climate, wildlife, land and water are well‐ documented. However, Idaho Power’s  analysis presented and (commission) staff’s  investigation confirmed that investment in  selective catalytic reduction controls is  presently the least‐cost, least‐risk  alternative to both reduce environmental  effects and allow reliable electric service to  continue.”  While the commission granted the  certificate, denial of binding ratemaking  treatment means the commission will be  able to review costs as the project  progresses. “Because of the uncertain  future of coal‐fired generation, we find it  unreasonable to prematurely commit  ratepayer dollars to support Idaho Power’s  investment,” the commission said. Approval  of such treatment would provide the  company with economic, social and political  assurance it seeks, while leaving ratepayers  to “bear the risk of environmental  uncertainties,” the commission said.   PacifiCorp, which operates as Rocky  Mountain Power in eastern Idaho, is the  majority owner of the Bridger plant and is  moving forward with installing the controls,  receiving a certificate in both Utah and  Wyoming in May of this year. The Idaho  portion of the estimated $130 million would  be amortized over several years, increasing  Idaho Power’s annual revenue requirement  by about $18.8 million.    Idaho Power said it considered other  options, including replacing the Bridger  output with natural gas‐fired generation.  The utility argued the Bridger plant has the  lowest dispatch cost of Idaho Power’s  thermal generation fleet.    Several parties intervened in the case  including the Industrial Customers of Idaho  Power (ICIP), which did not oppose the  certificate, but did oppose pre‐approved  ratemaking treatment.  The Snake River  Alliance and the Idaho Conservation League  opposed both, maintaining that Idaho  Power understated the cost of likely  environmental compliance measures and  didn’t examine other alternatives.  They  said the risks associated with investing in  coal generation have not been adequately  characterized or compared to risks  associated with other options.      Idaho Public Utilities Commission 2013 25 | P a g e March 27, 2013  National utility group expresses support for  IPUC position in wind cases    State Supreme Court decision in Grouse Creek case expected in late 2013    The National Association of Regulatory  Utility Commissioners (NARUC)  criticized a  decision by a federal agency to sue the  Idaho Public Utilities Commission over a  matter already being litigated in the state  Supreme Court.      “We are deeply disappointed in the Federal  Energy Regulatory Commission’s action in  this case. It is not at all clear why FERC  would take this drastic and unprecedented  step at this time, ‘’ said NARUC President  Philip Jones, also a commissioner in  Washington state.      NARUC is responding to a decision by FERC  to pursue a federal court case over the  Idaho commission’s denial of power  purchase agreements between Idaho Power  Company and the developers of the Grouse  Creek and Murphy Flats wind projects.      The Grouse Creek case was argued in  August before the Idaho Supreme Court  and a decision was expected late in the  year.     The Murphy Flats project owners did not  seek relief from the Idaho Commission’s  order denying the sales agreements until 14  months later, well beyond the Idaho  Commission’s statutory 21‐day window  during which parties can file petitions for  reconsideration and the 42‐day period     during which parties can appeal to the  Idaho Supreme Court.          “Historically FERC has allowed the parties in  such a dispute to resolve their differences  either through settlement or litigation  between the parties themselves,” Jones  said.  “FERC’s decisions here seem to ignore  its own longstanding practice.”      FERC alleges the Idaho PUC is not complying  with the federal Public Utility Regulatory  Policies Act (PURPA) that requires utilities  to enter into sales agreements with small  renewable power developers at rates  determined by state commissions.      In November 2010, Idaho’s three largest  electric utilities filed a petition to the Idaho  commission asking that the size of the  projects that qualify for published rates be  lowered and the price the commission sets  Idaho Public Utilities Commission 2013 26 | P a g e be investigated.  The utilities said they were  buying power they did not need at prices  that were too high for their customers.     Idaho Power has 104 active PURPA  contracts generating 783 megawatts.  Idaho  Power’s average total system load is about  1,800 MW, meaning about 43 percent is  PURPA generation.  Meanwhile, PURPA  developers are requesting contracts for  another 188 MW and another 212 MW are  in dispute or litigation, according to Idaho  Power.  The utility’s customers have paid  $1.2 billion for PURPA projects under  contract and the utility’s obligations for  future payments on existing contracts is  another $2.4 billion, Idaho Power claims.      In December 2010, the Idaho PUC lowered  the size cap under which projects could  qualify for the commission’s published  rates, from 10 average megawatts to 100  kilowatts.  The obligation under PURPA for  utilities to buy from qualifying projects  larger than 100 kW remains, but the  projects must negotiate a rate with the  utility under a formula approved by the  commission.  Much of the 576 MW of wind  energy Idaho Power buys is from wind  projects developed by large‐scale  developers who positioned several 10 MW   projects a mile apart (the FERC minimum)  to qualify for the commission’s published  rates.      In June 2011, the Idaho commission denied  approval of several wind projects, including  Murphy Flats and Grouse Creek. The  commission expressed concern about  customers being “forced to pay for  resources at an inflated rate and,  potentially, before the energy is actually  needed by the utility to serve its  customers.”      In an earlier FERC order stating its intent to  pursue legal action against the Idaho PUC in  the Murphy Flats case, FERC Commissioner  Tony Clark dissented, writing, “More  broadly, while PURPA was designed as a  foot in the door for emerging renewable  resources and small generators, I  sympathize with concerns that PURPA is  increasingly being used as a cudgel that  would force consumers to bear undue  burdens. ... (FERC) has now put itself in an  awkward position. It will invoke the power  of the federal government to proactively  champion a private interest that may  contradict the best interests of the  consumers of a state.”      NARUC’s Jones said the states and the  federal government have been able to work  out their disagreements without court  action.  “For the better part of the last ten  years, FERC and the states have worked  well on several issues ...  Given the  challenges the utility sector is facing, FERC  and the states should be working as  cooperatively as possible. We understand  there will be times when we disagree, but it  is not at all apparent what FERC intends to  achieve by taking a single state to federal  court, particularly when other options are  available.”      The proposed Grouse Creek agreements  were two 10 aMW projects near Lynn, Utah.  The cost of the contract was $230 million  over 20 years.  The three 10 aMW Murphy  Flats projects in Owyhee County were for  $299 million over 20 years.      Idaho Public Utilities Commission 2013 27 | P a g e Grouse Creek Wind case timeline   On November 5, 2010, Idaho Power, Avista and Rocky Mountain Power asked the PUC to  investigate issues related to small‐power (primarily wind) projects that qualify for the  commission’s published rates. The utilities asked that the cap on the size of projects that qualify  for the published rate be reduced from 10 average megawatts to 100 kilowatts. The utilities said  a rapidly expanding number of wind projects were having a profound price impact on customers  and transmission systems.  The utilities claimed the small‐power projects PURPA was originally  intended to encourage are now developed by sophisticated large‐scale wind farms that break  down several projects in order to fall under the 10 aMW limit and qualify for the more attractive  published (or avoided‐cost) rate.      On December 3, 2010, the commission denied the utilities’ request to lower the size limits of  projects that can qualify for the published rate pending further investigation. However, the  commission did say that any decision it makes in regard to lowering the limit would become  effective December 14, 2010.      On December 28, 2010, Idaho Power Company and Grouse Creek executed sales agreements for  two 10 average‐megawatt projects near Lynn, Utah.  The projects were to have been paid the  Commission’s published rate effective before December 14, 2010.      On February 7, 2011, the Commission reduced the size of wind and solar projects that can  qualify for published rates from 10 aMW to 100 kW. The commission said it is not its intent to  push small wind and solar QFs out of the market. However, the Commission said federal rules  regulating PURPA development insist that rates for purchases from QFs be “just and reasonable  to ratepayers and in the public interest – not in the interest of the QFs.”       On June 8, 2011, the Idaho Commission determined to leave 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 submitted just before the  deadline have already been approved by the commission. Continuing to allow wind projects  larger than 100 kW to be paid the published rate does not benefit ratepayers, the commission  said. “If we allow the current trend to continue, customers may be forced to pay for resources at  an inflated rate and, potentially, before the energy is actually needed by the utility to serve its  customers,” the commission said. “This is clearly not in the public interest.”      On July 27, 2011, the Commission denied Petitions for Reconsideration from 14 wind projects,  including the Grouse Creek projects.      On September 7, 2011, Grouse Creek appealed to the Idaho Supreme Court.      On October 4, 2011, the Federal Energy Regulatory Commission (FERC) issued a Declaratory  Order in a similarly situated case (the Cedar Creek projects) that said the PUC’s decision not to  Idaho Public Utilities Commission 2013 28 | P a g e approve the Cedar Creek projects was inconsistent with PURPA, but FERC declined to pursue an  enforcement action against the PUC. The Cedar Creek and Grouse Creek projects were  remanded to the PUC for further discussion. On December 2011, the PUC approved a settlement  of the Cedar Creek projects proposed by the parties.       On September 7, 2012, on remand, the PUC affirmed its decision disapproving the Grouse Creek  agreements. By their very terms, the Agreements were not effective until December 28, 2010.   Grouse Creek changed the configuration of the projects numerous times and did not agree to  standard contract terms and negotiations until December 9. On December 14, Idaho Power  asked Grouse Creek to provide missing information necessary to complete the agreement. The  projects failed to name the transmission entity (BPA or PacifiCorp) to transmit the energy and  failed to provide a legal description of the projects’ locations. Grouse Creek signed the  agreements on Dec. 20. Idaho Power reviewed and signed on Dec. 28. The agreements were  filed with the Commission on Dec. 29, 2010.     On Oct. 19, 2012, the Grouse Creek projects amended their appeal to the Idaho Supreme Court  to include the PUC’s Sept. 7, 2012, Order on Remand and on Feb. 1, 2013, the record was lodged  at the Idaho Supreme Court and the projects moved that the Court hear arguments during  August 2013 and the court agreed.       On January 15, 2013, during the process of the Grouse Creek appeal to the Idaho Supreme  Court, the projects petitioned FERC to initiate an enforcement action against the Idaho PUC.       On Feb. 4, 2013, the IPUC filed a motion to dismiss Grouse Creek’s FERC petition, arguing that  Orders on Remand are more appropriately tested at the state level. The Grouse Creek petition  to FERC makes no mention of its pending appeal before the Idaho Supreme Court, the  established briefing schedule or their intent to seek an expedited oral argument in August.  A  FERC enforcement action against the Idaho PUC would have to be brought in Boise, the same  location as the Idaho Supreme Court.  But there is no case remaining at the Idaho PUC that  could be subject to a PURPA enforcement proceeding since the Idaho Supreme Court has  already obtained jurisdiction where the appeal record has been lodged. The IPUC further argues  that the main questions to be addressed are questions of state contract law, thus more  appropriately addressed at the State Supreme Court level.       On March 15, 2013, FERC issued a Notice of Intent that will initiate an enforcement action  against the IPUC, stating that Idaho Commission’s June 8, 2011, and September 7, 2012, orders  are inconsistent with PURPA.     On March 22, 2013, FERC filed a complaint in the United States Court for the District of Idaho asking the  Court to enter an order finding that the Idaho Commission violated PURPA, enjoining the IPUC from  imposing conditions on the sales agreements between Idaho Power Company and the developers of the  Grouse Creek and Murphy Flats wind projects, and directing the IPUC to issue orders approving the power  purchase agreements.       On August 28, 2013, the case was argued before the Idaho Supreme Court and a decision is expected by  the end of the year. Idaho Public Utilities Commission 2013 29 | P a g e     Murphy Flats wind case timeline    On Nov. 20, 2012, the Federal Energy Regulatory Commission (FERC) announced it would initiate an “enforcement action” in federal district court against the Idaho Public Utilities Commission for the PUC’s denial of power purchase agreements between Idaho Power Company and the developer of three wind projects near Murphy. It is the IPUC’s view that this action by FERC is an unprecedented challenge to longstanding PUC legal process and could impose unreasonable cost on Idaho Power ratepayers.  On November 5, 2010, Idaho Power, Avista and Rocky Mountain Power asked the PUC to  investigate issues related to small‐power (primarily wind) projects that qualify for the  commission’s published rates. The utilities asked that the cap on the size of projects that qualify  for the published rate be reduced from 10 average megawatts to 100 kilowatts. The utilities said  a rapidly expanding number of wind projects were having a profound price impact on customers  and transmission systems.  The utilities claimed the small‐power projects PURPA was originally  intended to encourage are now developed by sophisticated large‐scale wind farms that break  down several projects in order to fall under the 10 aMW limit and qualify for the more attractive  published (or avoided‐cost) rate.      On December 3, 2010, the commission denied the utilities’ request to lower the size limits of  projects that can qualify for the published rate pending further investigation. However, the  commission did say that any decision it makes in regard to lowering the limit would become  effective December 14, 2010.      On February 7, 2011, the Commission reduced the size of wind and solar projects that can  qualify for published rates from 10 aMW to 100 kW. The commission said it is not its intent to  push small wind and solar QFs out of the market. However, the Commission said federal rules  regulating PURPA development insist that rates for purchases from QFs be “just and reasonable  to ratepayers and in the public interest – not in the interest of the QFs.”       On June 8, 2011, the PUC disapproved three purchase power agreements between Idaho Power  and the former developer of the Murphy Flats projects. The Murphy projects did not petition  the PUC for reconsideration within 21 days, nor did it appeal to the Idaho Supreme Court within  42 days, as provided in Idaho law. Consequently, the PUC order became final and no longer  subject to appeal.       On Aug. 16, 2012, nearly 15 months after the IPUC denied the Murphy Flat projects, the new  developer of the projects, First Wind, which acquired the assets of the projects in June 2012,  petitioned the PUC to modify its order due to previously issued FERC orders filed by two  developers of seven other wind projects. First Wind claimed the FERC orders related to the  other projects “constitute new facts or information justifying modification of the (Idaho)  commission’s order.”      Idaho Public Utilities Commission 2013 30 | P a g e  On Oct. 12, 2012, the IPUC declined to modify its original order because First Wind failed to  timely seek reconsideration or appeal the PUC’s order.  First Wind’s petition, filed nearly 15  months after the reconsideration deadline, represents an attempt by new owners to resurrect a  long‐dead claim.     On Nov. 20, 2012, the Federal Energy Regulatory Commission (FERC) announced it would  initiate an “enforcement action” in federal district court against the Idaho Commission for the  PUC’s denial of power purchase agreements.    On March 22, 2013, FERC filed a complaint in the United States Court for the District of Idaho  asking the Court to enter an order finding that the Idaho Commission violated PURPA, enjoining  the IPUC from imposing conditions on the sales agreements between Idaho Power Company  and the developers of the Grouse Creek and Murphy Flats wind projects, and directing the IPUC  to issue orders approving the power purchase agreements.      Effect on Idaho Power ratepayers  The lack of a timely appeal disrupts the regulatory  process, introduces uncertainty, and is contrary to  the interests of ratepayers and utilities. In its order,  FERC compares the Idaho Commission’s action in  First Wind with that of another wind project that  timely appealed, but the two are not the same. In  the case of the project that timely appealed, a  settlement between all the parties was subsequently  approved by the PUC and that project is going  forward.      The Murphy projects, as is the case with many wind  projects, were proposed under the provisions of the  federal Public Utility Regulatory Policies Act (PURPA).   Under PURPA, regulated utilities must buy from  qualifying small‐power producers at a rate published  by state public utility commissions or negotiated  between the utility and the project.  One‐hundred  percent of the costs regulated utilities incur buying  power from a PURPA project is passed on to  ratepayers.     The total payment Idaho Power would have made to  the developer and passed on to ratepayers over the  three 20‐year contracts is almost $300 million.      The PUC supports renewable development and, to  date, has approved 139 renewable projects under  PURPA, including 26 wind projects totaling 706 MW  in just the last four years. However, the PUC’s first  priority is to meet its statutory obligation to provide  adequate and reliable service at just and reasonable  rates.  In its June 8, 2011, order denying approval of  several wind projects, including the Murphy projects,  the PUC expressed concern about customers being  “forced to pay for resources at an inflated rate and,  potentially, before the energy is actually needed by  the utility to serve its customers. This is clearly not in  the public interest.”    FERC Commissioner Tony Clark’s dissent to the FERC  order expresses that same concern: “More broadly,  while PURPA was designed as a foot in the door for  emerging renewable resources and small generators,  I sympathize with concerns that PURPA is  increasingly being used as a cudgel that would force  consumers to bear undue burdens. ... (FERC) has now  put itself in an awkward position. It will invoke the  power of the federal government to proactively  champion a private interest that may contradict the  best interests of the consumers of a state.”        Idaho Public Utilities Commission 2013 31 | P a g e PUC denies developer’s motions in solar power case  Case No. IPC‐E‐11‐15, Order No. 32913  October 29, 2013    The Idaho Public Utilities Commission ruled  that the developer of a proposed solar  project near Grand View failed to present  persuasive evidence that it is entitled to  ownership of all the Renewable Energy  Credits or that it ever completed a legally  enforceable obligation (LEO) that would  have required Idaho Power Company to buy  from the project.  As of publication time for  this report, the project developer had filed  a Petition for Reconsideration with the  Commission.     The federal Public Utility Regulatory Policies  Act, or PURPA, requires utilities to buy  energy from qualifying small renewable  power projects at rates to be determined by  state commissions.      The developer of the Grand View PV Solar  Two project in Elmore County claims his  project was ready to provide energy to  Idaho Power, but the parties did not sign a  sales agreement because they could not  agree on who should receive the financial  benefits of the Renewable Energy Credits  (RECs) associated with the project.  RECs  are tradable environmental commodities,  which represent proof that 1 megawatt‐ hour of electricity is generated from an  eligible renewable energy resource. (In a  separate case, the commission determined  that revenue from REC sales be split 50‐50  between the utility and the renewable  energy provider for wind and solar projects  that are 100 kilowatts or larger unless the  parties mutually agree to treat REC sales  differently.)    Grand View maintains that the dispute as to  who should keep the revenue from the  RECs is separate from whether Idaho Power  is obligated under PURPA to buy output  from the solar plant.  The commission  denied Grand View’s motion for a  declaratory order, stating that the manager  of the project admitted that RECs are an  integral part of the project’s financial  viability and that without the revenue from  the RECs, the project was not ready to sell  energy to Idaho Power.      In an affidavit filed with the commission,  Grand View manager Robert Paul said the  project’s business plan is based upon selling  all the RECs associated with the project and  that without the ability to sell the RECs, the  “project’s financial viability will be  compromised.” He also said the project’s  profitability and his ability to raise the  capital necessary to build the project would  also be compromised.      “We find these statements undermine  Grand View’s argument that it was willing  Idaho Public Utilities Commission 2013 32 | P a g e and able to mutually obligate itself to  supply power,” the commission said.      The commission denied another request by  Grand View Solar Two that the December  2012 commission decision to split RECs  evenly between utilities and solar and wind  projects not be applied to this case because  the proposed sales agreement was offered  in 2011.      However, the commission noted that REC  ownership was the primary issue in an  original complaint filed by Grand View Solar  Two against Idaho Power. “It now suggests  that we simply ignore the REC dispute – the  very heart of Grand View’s complaint,  amended complaint and Motion for  Summary Judgment,” the commission said.  “Grand View’s argument to simply separate  the REC dispute from the legally  enforceable obligation issue is inconsistent  with the facts and positions of the parties,”  the commission said.     Further, the commission said, both Grand  View and Idaho Power were parties to the  case that determined REC ownership and  Grand View did not raise the issue or  petition for judicial review at that time.      The commission has stated in prior orders  that when a QF project and a utility are  unable to agree to terms in their power  purchase agreement, that commission has a  responsibility to resolve the dispute. The  commission noted that ownership of RECs is  not an issue controlled by PURPA.  “Although there is not Idaho statutory law  specifically addressing the ownership of  RECs in Idaho, the commission relied upon  Idaho common law to determine the  property interest associated with RECs. Our  Supreme Court has declared that ‘the  commission has jurisdiction to examine  common law contract issues between QFs  and utilities.’ ”          Idaho Public Utilities Commission 2013 33 | P a g e Summary of major electric rate adjustments     Idaho Power has fourth largest PCA increase on  record    Case No. IPC‐E‐13‐10, Order No. 32821  May 31, 2013    Declining water, reduced revenue from  surplus energy sales and ongoing wind  power expenses all contributed to a $140  million Power Cost Adjustment, the fourth  highest in PCA history.  To make up for the  shortfall caused by these factors, Idaho  Power Company’s residential customers will  be assessed a one‐year surcharge of an  average 12.5 percent effective June 1. For  all customers classes combined, the average  increase is 15.3 percent.       None of the money collected in the  surcharge can be used to increase Idaho  Power earnings or salaries, but is kept in a  deferred account, audited by the  commission, to be used only for paying  extraordinary power supply expense.  While  base rates cover fixed costs, the PCA,  adjusted every June 1, covers costs that  vary from year to year, and are largely  outside the company’s control.  These costs  are related largely to water levels, gas and  fuel expense, transportation expense and  renewable power contracts for projects  mandated by federal law.  In six of the last  11 years, the PCA has been a decrease or no  change, but this year’s is the fourth highest  on  record  due  largely to  a 19 percent reduction in water the  company uses to power its hydroelectric  plants.      None of the parties to the case disputed the  company’s numbers in calculating the  annual adjustment, but all parties, including  commission staff, recommended spreading  the increase over two or three years to  soften its impact.    However, spreading the increase over two  or three years could mean even higher  increases for customers in 2014 and 2015 if  the state experiences low water again and a  new PCA surcharge is added to an existing  surcharge.      “We are sympathetic to the request to  spread the authorized rate increase over  time, and we understand that allowing full  recovery in one year will have an  immediate, negative impact on all  customers, some more than others,” the  commission said. “Our concern for creating  the risk of compounding or ‘pancaking’ rate  increases in the future overshadows the  Idaho Public Utilities Commission 2013 34 | P a g e impact we know will be felt this year.  Forecasts for water are, at best, uncertain.  Given this, we find it too risky and  potentially could compound rate shock for  customers to spread this year’s PCA  recovery across multiple future years.”      For an average residential customer who  uses 1,050 kilowatt‐hours per month the  average monthly increase will be about  $11.38.      These are the primary factors that  contributed to the large increase in this  year’s Power Cost Adjustment:     About half of Idaho Power’s  generation comes from its  hydropower plants. Hydropower  generation from April 1, 2012,  through March 31, 2013 was 1.8  million megawatt‐hours less than  forecasted, a 19 percent reduction.    Revenue from surplus sales has  declined significantly. During those  periods when Idaho Power is  generating more electricity than its  customers consume, the utility sells  the surplus generation and shares  95 percent of the revenue with  customers. Cheaper energy prices  on the open market resulted in  $48.7 million in sales, $61.4 million  less than forecasted.    About $62.6 million is attributable to  power sales agreements between  Idaho Power and renewable energy  projects that qualify under the  provisions of the Public Utility  Regulatory Policies Act (PURPA). The  federal act requires utilities to buy  energy from qualifying renewable  energy projects. About $60 million  of that is from existing wind projects  and another $2 million is from new  wind added during the current PCA  year.     About $23 million is related to Hoku,  the Pocatello polysilicon plant that  failed last year. The company  included the $23 million in base  rates last year in anticipated  revenue from Hoku that never  materialized.      The revenue sharing credited to  customers since 2010 decreased to  $7 million this year, compared to  $27 million last year.  If Idaho  Power’s return on equity exceeds  10.5 percent, half of the revenue  above that amount is shared with  customers through a reduction in  the PCA.     The commission said a negotiated  settlement in Idaho Power’s last base rate  case under which all parties agreed to keep  PURPA and Hoku expense in the PCA rather  than moving them into base rates causes a  higher PCA at this time.  If not for that  decision, the commission said, the costs  from the wind projects would have been  included in base rates and customers would  already be paying to recover them. The rate  case settlement reduced the immediate  base rate impact on customers, “but, as we  see now, it has exposed them to a large  increase in the PCA adjustment,” the  commission said. “Had this been a normal  water year, the decision to recover those  costs in the PCA would not have been so  onerous. However, below normal water has  compounded the rate impact.” The  commission said that until Idaho Power files  a general rate case, the PURPA costs will  Idaho Public Utilities Commission 2013 35 | P a g e accumulate and appear each year in the  company’s PCA.      The commission staff, Wal‐Mart Stores, Inc.,  and the Snake River Alliance proposed to  spread the increase over two years, while  the Industrial Customers of Idaho Power  (ICIP) and the Department of Energy argued  for a three‐year recovery. Large commercial  and industrial customers will experience  increases of 16.9 percent and 21 percent  respectively.  ICIP argued the longer  recovery period was especially needed  following the recent 7 percent increase  related to the new Langley Gulch natural  gas plant.      In its comments, the Snake River Alliance  said, “At issue is whether the commission  opts to impose on consumers the true cost  of their electricity over the past year,  punishing as that might be, or whether it  defers some of the cost to 2014 without  knowing if that bill may be even greater  next year.” SRA said it generally supports  “recovering verifiable expenses as close to  the time in which they are incurred,” but is  concerned that a one‐year recovery will be  “overly burdensome on the company’s  most vulnerable customers.”      Idaho Power did propose a mitigation plan  that would have recovered 9.6 percent in  the first year and the remaining 5.7 percent  in the second year. Commission staff  proposed collecting about 7.8 percent each  of two years.       ###  Idaho Power PCA Over the Last Decade   This year’s PCA recovers $140 million. The two years that were higher followed the Westwide  energy crisis. The 2001 PCA was $220.2 million and in 2002 it was $240.2 million. Here’s a  look at the PCA over the last 10 years.     2013 – 15.3 percent increase.  $140 million.   2012 – 5.1 percent increase, ($43 million) but that is offset from a revenue sharing agreement  for a net increase to customers of 1.7 percent.   2011 – 4.8 percent decrease.  $50.4 million.      2010 – 6.5 percent decrease.  $41.9 million.     2009 – 10.2 percent increase.  $194 million.   2008 – 10.7 percent increase.  $106 million.   2007 – 14.5 percent increase.  $30.7 million.      2006 – 19.4 percent decrease.  $‐46.8 million credit.     2005 – No change.  $73.1 million.  2004 – No change.  $70.8 million.  2003 – 18.9 percent decrease.  $81.3 million.       Idaho Public Utilities Commission 2013 36 | P a g e Commission adopts settlement of Avista  electric, gas cases  Case Nos. AVU‐E‐12‐08 and AVU‐G‐12‐07  March 27, 2013    The Idaho Public Utilities  Commission adopted a  settlement to the Avista  Utilities rate case that  considerably reduces the  size of the increase  originally proposed and delays an electric  increase for another six months.      The settlement divides Avista’s request into  two phases with a 4.9 percent increase in  natural gas rates on April 1 (Avista originally  proposed 7.2 percent) and no electric  increase.      On Oct. 1, customers received a net electric  increase of 1.9 percent. (Avista originally  proposed a 4.6 percent electric increase  effective April 1.)  Also on Oct. 1, customers  received a 0.3 percent increase in natural  gas rates.      The settlement precludes another base rate  increase from becoming effective until Jan.  1, 2015, at the earliest.      Under the agreement, the bill of an average  residential electric customer who uses 930  kilowatt‐hours per month will increase by  about $2 on Oct. 1. The gas increase for a  residential customer who uses the  company’s average 60 therms per month  will be about $2.82 per month on April 1  and another 31 cents per month on October  1.       “The settlement represents a significant  reduction in Avista’s requested revenue  increase,” the commission said.   “Moreover, the stay‐out provision  prohibiting any new electric or  natural gas base rate increase  before January 1, 2015, provides  an extended period of rate stability that  might not otherwise occur,” had the case  not been settled and instead proceeded to  a full hearing, the commission said.      Signatories to the settlement are Avista  Utilities, commission staff, the Clearwater  Paper Association, Idaho Forest Group and  the Community Action Partnership  Association of Idaho, (CAPAI), which  represents customers on low and fixed  incomes.     The electric increase, delayed until October  1, is a 3.1 percent increase to base rates.  However, the settlement also provides that  customers receive a $3.86 million credit due  to an Avista settlement with the Bonneville  Power Administration regarding BPA’s use  of Avista transmission lines over the last  eight years. That credit reduces the net  increase in electric rates to an average 1.9  percent.      The Oct. 1 gas adjustment is a 2.1 percent  increase to base rates.  However, that total  is offset by a reduction in the annual  Purchased Gas Cost Adjustment (PGA)  resulting in a net 0.3 percent increase.      Idaho Public Utilities Commission 2013 37 | P a g e The additional annual revenue requirement  allowed Avista is $7.8 million on the electric  side and $3.1 million on the gas side. When  Avista filed the case last October, it sought  $11.4 million on the electric side and $4.6  million on the gas side.      The return on equity allowed is up to 9.8  percent. If the company earns above that, it  must share 50 percent of the overage with  customers.  Avista is allowed to earn up to a  7.9 percent rate of return.     About 70 percent of its electric revenue  increase and 48 percent of its natural gas  revenue increase are attributed to the need  to replace aging infrastructure and upgrade  existing plant. Other expense increases are  related to hydroelectric plant relicensing,  mercury emissions compliance and federal  reliability requirements.      About 21 commission staff members were  assigned to the case. They submitted 199  formal production requests and numerous  formal and informal audit requests. Staff  also reviewed the more than 300 data  requests and responses that were part of  the latest Avista electric and natural gas  rate case filings in Washington state.  Three  Idaho staff accountants conducted a week‐ long on‐site audit of Avista’s books and  reviewed work papers of external auditors.       The commission, by state law, cannot  accept or deny a requested increase  without first considering the evidence.   State law requires that regulated utilities be  allowed to recover their prudently incurred  expenses and earn a reasonable rate of  return, which is also set by the commission.  The burden of proof is on the utility to  demonstrate if additional expenses already  incurred were needed to serve customers  and, if so, were they prudently incurred.     Avista serves about 123,000 electric and  75,000 natural gas customers in northern  Idaho.        Commission adopts decrease in Avista PCA, but  increase to Energy Efficiency Rider  Case Nos. AVU‐E‐13‐04, Order No. 32892,  AVU‐E‐13‐05, Order No. 32894  September 25, 2013    Avista electric customers will be paying  about 0.4 percent more for electricity as a  result of rate adjustments approved by the  Idaho Public Utilities Commission. The  increases in rates, effective Oct. 1, do not  increase Avista earnings.      Avista’s annual Power Cost Adjustment  (PCA) adjusts electric rates up or down to  account for conditions that change from  year to year due to factors like weather  conditions and fuel prices.  When those  conditions result in expenses that are less  than anticipated, customers get a one‐year  credit. When those factors cause an  increase in costs above that already  included in base rates, customers get a one‐ year surcharge.  This year, variable  Idaho Public Utilities Commission 2013 38 | P a g e expenses were $3.8 million lower than  anticipated, resulting in a 0.83 percent  decrease for customers. The PCA portion of  electric rates declines from 0.09 cents per  kWh to 0.152 cents per kWh.      The commission also approved a 1.2  percent increase in Avista’s Energy  Efficiency Rider.      The rider, which increases from 0.146 cents  per kWh to 0.245 cents for residential  customers, funds about 30 programs that  increase energy efficiency or shift electric  demand from peak‐use times when  electricity is more expensive. The increase  will allow the company to recover a $3.6  million shortfall in the rider account and  allow continued funding of energy  efficiency and demand response programs.     In approving the rider increase, the  commission said that energy efficiency and  demand response programs reduce the  need for higher cost, supply‐side resources  such as a new or expanded power plant.  The programs funded by the rider must  pass cost efficiency tests that demonstrate  that all customers benefit from the  programs, not just those who directly  participate in them.  In other words,  without the programs in place rates for all  electric customers would be higher.      Most of the underfunded amount in the  rider account is the result of Avista’s efforts  to incent customers to switch to higher  efficiency fluorescent lighting fixtures.  During 2012, the utility issued rebates to  4,740 customers who switched from the  T12 fixtures to T8 fixtures.  Avista had  originally budgeted $1.2 million for the  program, but customer participation was so  high that the utility ended up paying $5.2  million in rebates.      Other programs include rebates for energy  efficiency appliances, HVAC improvements  and electric motor measures.  Another  program offers rebates to residential  customers who convert from electric to  natural gas for space and water heating.      During 2012, the programs resulted in  Idaho electric savings of 24,183 megawatt‐ hours in addition to another 15,942 MWh in  savings through Avista’s participation in the  regional Northwest Energy Efficiency  Alliance, which is also funded by the rider.        Idaho Public Utilities Commission 2013 39 | P a g e Rates increase slightly under PacifiCorp  settlement; but no further hike until 2016  Case No. PAC-E-13-04, Order No. 32910 October 25, 2013   The Commission  approved a negotiated  settlement that increased rates for customers  of PacifiCorp (Rocky Mountain Power in eastern  Idaho) by 0.77 percent effective Jan. 1, 2014.   The agreement also provided for no further  increases in base rates until Jan. 1, 2016, at the  earliest.      For a residential customer who uses the  company average of 830 kilowatt‐hours per  month, the increase is less than $1 per month,  according to the company’s calculations.      “The commission believes that the value of a  small, less than 1 percent uniform increase for  all rate classes over a two‐year period and the  company’s agreement to not file another  general rate case until May 31, 2015, provides  significant value for customers,” the  commission said. “In particular, it ensures multi‐ year rate stability and is in the public interest.”      A commission staff review of the company’s  application, which included an expansive audit  of the Company’s Results of Operations,  revealed that the company was prepared to file  a rate case with a requested revenue  requirement of greater than $15 million.  The  settlement allows an additional revenue  requirement of $2 million, which is the  remaining expense for the Populus to Terminal  transmission line already approved by the  commission in a previous rate case.      The settlement further allows PacifiCorp to  defer up to $5.43 million in expense associated  with the new Lake Side II natural gas power  plant south of Salt Lake City. The plant begins  serving customers next summer and collection  of costs related to the plant will be collected  through the annual Energy Cost Adjustment  Mechanism (ECAM) beginning in 2015 and then  included in base rates after the next rate case.  The ECAM, which can be an increase or  decrease depending on other factors, is  adjusted every April 1.      The settlement also:       Allows PacifiCorp to defer any net  increase or decrease in depreciation  expense allocated to Idaho until after  the next rate case. A settlement to that  case is currently before the commission  (Case No. PAC‐E‐13‐02).   Creates a regulatory asset for future  recovery from customers of the  expense allocated to Idaho for removal  costs related to the retirement of the  172‐megawatt Carbon coal plant near  Helper, Utah.     Accepts a new electric service  agreement between PacifiCorp and its  largest customer, the Monsanto  phosphate plant near Soda Springs,  which begins Jan. 1. 2014, with an initial  term through Dec. 31, 2015.  The  agreement includes a new section that  allows for an annual true‐up of the  credit Monsanto is allowed for agreeing  to have its service interrupted to  provide additional electrical load to  PacifiCorp.  There are still issues  regarding the value of that interruption  to PacifiCorp that the parties will  continue to negotiate.      Idaho Public Utilities Commission 2013 40 | P a g e Increase to BPA credit means decrease for Rocky  Mountain residential, commercial customers    Case No. PAC‐E‐13‐11, Order No. 32901  October 2, 2013  A federal electric rate credit passed along to  residential and small‐business customers of  Rocky Mountain Power increased Oct. 1,  2013 and the Idaho Public Utilities  Commission is hoping a settlement of one  remaining disputed issue will eventually  result in a larger credit.      The commission adopted a Bonneville  Power Administration residential exchange  credit of 0.3095 cents per kWh on an  interim basis pending further discussion.  The credit was 0.1839 cents per kWh. For a  residential customer who uses Rocky  Mountain Power’s average 840 kilowatt  hours per month, the monthly credit  increases from $1.54 to $2.60, resulting in a  1.3 percent decrease to the residential bill.     The Bonneville Power Administration  markets and distributes power to  consumer‐owned electric utilities in  Oregon, Washington, Montana and Idaho.  BPA power is generated from federal dams  in the Columbia River system.  While  customers of publicly‐owned utilities (like  rural co‐ops and the City of Idaho Falls)  have preferential access to BPA power, the  Northwest Power Act of 1980 also requires  that customers of private, investor‐owned  utilities (85 percent of Idahoans) also share  in the benefits of the region’s federal  hydroelectric projects through a financial  credit as part of BPA’s Residential Exchange  Program (REP).  The amount of the credit is  determined by formulas using various  factors, including a utility’s average system  cost for producing power. If an investor‐ owned utility’s average system cost to  produce electricity results in rates higher  than those offered to BPA public utility  customers, customers of investor‐owned  utility are issued a credit.   PacifiCorp is one of six Northwest investor‐ owned utilities whose customers can qualify  for a credit. PacifiCorp allocates its total  credit among the three Northwest states it  serves, including in eastern Idaho where it  operates as Rocky Mountain Power.   Commission staff disagrees with the way  PacifiCorp has chosen to allocate its share  of the credit to Idaho customers for the  2014‐2015 fiscal years. The benefits to  PacifiCorp customers in Oregon,  Washington and Idaho total $69.5 million  over two years, with Idaho scheduled to  receive $6.55 million. The credit is partially  determined by the amount of electric load  served by PacifiCorp in each of the three  states.     The commission agreed to adopt its staff  recommendation that the 0.3095‐cent per  kWh be adopted on an interim basis, while  reserving resolution of the disputed issue  pending further discussions between staff  and PacifiCorp.     Idaho Public Utilities Commission 2013 41 | P a g e Demand Response Issues Commission allows Idaho Power to ramp down  two demand response programs for one year    Case No. IPC‐E‐12‐29, Order No. 32776  April 3, 2013    The commission allowed Idaho Power  Company to considerably ramp down two  of its demand response programs, a  compromise from the company’s initial  application to suspend the programs for  2013.  The ramped‐down programs will give  the commission and interested parties one  year to review how the programs should be  designed in the years ahead. (See following  article on settlement approving the  programs for beyond 2013.)      The two programs impacted are only a  portion of the 20 programs devoted to  demand‐side management.       The programs, one geared toward  residential customers and the other toward  irrigators, provide financial incentives to  customers to not use power during those  time periods when demand on Idaho  Power’s generation system is at a peak.   Due primarily to the economic downturn,  Idaho Power now claims its generating  plants can meet peak demand in the  summer months until at least through 2016,  eliminating the need for the programs.      Under the “A/C Cool Credit” program,  residential customers who signed up were  credited $7 for each of three summer  months to allow Idaho Power to remotely  cycle air conditioners on and off  during  peak periods.  Under the “Irrigation Peak  Rewards” program, Idaho Power was able  to turn off irrigation pumps through the use  of an electric switch connected to  customers’ electrical panels.      Idaho Power claims it has enough  generation to meet peak demand and that  suspending the programs would save  customers the approximate $5.5 million it  spent during 2012 on the A/C Cool Credit  program and $12.3 million on Irrigation  Peak Rewards.  The costs of the programs  are passed on to customers through the  annual Power Cost Adjustment (PCA)  surcharge updated every June 1.      Instead of suspending the programs  entirely, the commission adopted a  negotiated settlement that provides a  “continuity payment” of $1 per month to  residential customers during three summer  months who have been participating in the  A/C Cool Credit program, even though air  conditioner cycling will not occur.   Participating irrigators will also receive  continuity payments, but the payment  amounts vary depending on which Peak  Reward option irrigators chose. It is hoped  those payments will incent customers from  not dropping out while the programs are  reviewed.    Idaho Public Utilities Commission 2013 42 | P a g e   “We find that providing continuity  payments as proposed for both residential  and irrigation participants for 2013  adequately balances the need to maintain  the two demand response programs while  the commission and the parties evaluate  the programs for 2014 and beyond,” the  commission said.  “We also appreciate the  thoughtful comments offered by customers  about encouraging and maintaining  participants,” in the programs.      “We are disappointed that the company  proposed to discontinue their use  completely,” the commission said, noting  that reducing peak summer loads lessens  Idaho Power’s reliance on buying power or  building new generation resources.    “Valuable time and resources were used to  develop effective ... programs, and we do  not want to impair the effectiveness of  these programs in the future when the  company’s peak loads surpass its supply  resources.”  The commission agreed with  one customer who said it may be cheaper  for the company to cycle air conditioning  units than to purchase or generate power  from its own resources.      The commission said it also found merit in  one customer’s comment about using the  programs to respond to unforeseen  emergencies.  “Although the company does  not believe it will need to use these  programs in 2013, we doubt that it has  perfect foresight.”      The commission will open a new docket to  evaluate both programs for use in 2014 and  beyond.         The “A/C Cool Credit” and “Irrigation Peak  Rewards” programs were created in 2003  and 2004, respectively.  During 2012, the  two programs and another program  targeted to commercial and industrial  customers reduced demand on Idaho  Power’s system by 367 MW.    Settlement ensures ongoing Idaho Power  demand response programs  Case No. IPC‐E‐13‐14, Order No. 32923  November 13, 2013    The commission accepted a settlement that  ensures continuity of Idaho Power “demand  response” programs designed to reduce  electric demand during summertime peak‐ use periods.      Earlier this year, Idaho Power Co. filed an  application with the commission to  temporarily suspend its “A/C Cool Credit”  and “Irrigation Peak Rewards.”  The utility  said the programs cost the utility and,  hence, its customers more to operate than  the value of the energy saved. The  downturn in the economy reduced demand  on Idaho Power’s generation system, the  company claimed, and its own forecasting  did not show a peak‐hour capacity deficit  until 2016.      “A/C Cool Credit” paid residential  customers $7 per month each of three  Idaho Public Utilities Commission 2013 43 | P a g e summer months for allowing the utility to  remotely cycle their air conditioning units.  “Irrigation Peak Rewards,” paid farmers to  curtail irrigation during peak periods. A  third program, “Flex Peak,” offers incentives  to large commercial and industrial  customers to create customized efficiency  programs.     The settlement, reached by Idaho Power,  commission staff, the Idaho Irrigation  Pumpers Association, Idaho Conservation  League, Snake River Alliance and EnerNOC,  Inc. , keeps costs lower by slightly reducing  both the duration of the programs and the  amount of credit paid customers who  volunteer to participate. The settlement  makes the demand reduction more valuable  by eliminating, in most cases, the  requirement on the utility to notify  participating customers in advance of  interruption.     The commission commended the parties  who reached the settlement after five  public workshops. The settlement allows  the utility to leverage the investment it  made when the programs started –  enrolling customers, installing load‐control  devices, etc. – while operating them in a  more cost‐efficient manner, reducing costs  to all customers.     Keeping the programs viable means they  can be ramped up when needed, the  commission said. “We believe it is  important for the company to continue its  demand response (DR) programs to ensure  it has sufficient, reliable DR resources to  meet expected deficits,” the commission  said.  “Circumstances such as increased  demand related to business relocation and  expansion, coupled with increased  residential construction can occur quickly  ....” the commission said.     The parties agreed that the value to both  the company and its customers of all the  programs combined would be about $16.7  million annually. During 2012, Idaho Power  spent $5.5 million on the A/C Cool Credit  program and $12.3 million on Irrigation  Peak Rewards.  Much of that expense was  in direct payments to customers.  During  2012, these two programs and FlexPeak  provided about 367 MW of peak reduction.      The settlement says demand response  should be used not only during peak‐use  periods, but also to delay construction of  new peaking capacity, avoid transmission  line losses and provide improved reliability  during emergencies.     Some of the program specifics include:     A/C Cool Credit will be available on  weekdays from June 15 to August  15. Participating customers will  receive a $15 bill credit over three  billing periods.  Idaho Power will not  actively market the program, but  will recruit customers who move  into a home where a load‐control  device has been installed because  the previous owner agreed to  participate.  The company will  accept new participants upon  request.    Irrigation Peak Rewards will be  available also from June 15 to  August 15 on Mondays through  Saturdays from 1 p.m. to 9 p.m.  Participants will receive a fixed  incentive of about $16 per kW per  Idaho Public Utilities Commission 2013 44 | P a g e season. If more than three  interruptions occur, participants get  a variable incentive. Participating  irrigators will choose from one of  three interruption options, two of  which will not require advance  notice of interruption. Interruptions  can last up to four hours, but no  more than 15 hours per week or 60  hours per irrigation season.    Flex Peak Management would be  available to commercial and  industrial customers from June 15 to  August 15 from 2 to 8 p.m. on  weekdays. Participants get a fixed  incentive for up to three  interruptions and a variable  incentive if more interruptions  occur. Interruptions may last up to  four hours, but no more than 60  hours per summer.   The Industrial Customers of Idaho Power  participated in the discussions, but did not  sign the settlement.    PUC denies utility request for funding mechanism  Annual price adjustment would have covered costs of demand response programs  geared to large commercial, industrial customers    Case No. IPC‐E‐12‐24, Order No. 32766  March 22, 2013    The Commission denied an Idaho Power  Company request to immediately begin  recovering from customers the expenses  and carrying charges associated with an  energy conservation program geared  toward large commercial and industrial  customers.     Idaho Power asked the commission to  approve a yearly rate mechanism that  would be adjusted every June 1 to pay for  the program.  The first adjustment under  the new tariff schedule would have  increased average residential rates by about  23 cents a month beginning June 1.        Under the program, eligible energy  efficiency projects are customized to serve  large customers at each of their sites to  reduce electric use. Idaho Power pays  financial incentives to these customers to  implement efficiency measures such as  motor rewinds and energy efficient  refrigeration.  The cost of the program is  included in rates for all customers because  all customers benefit from the reduced  demand on Idaho Power’s generation  system. That reduced demand prevents the  company from having to generate or buy  energy from more expensive sources.      The large commercial and industrial  program is Idaho Power’s largest energy  efficiency program, saving about 68 million  kilowatt‐hours in 2011, enough energy to  serve the average needs of 5,400 residential  Idaho Public Utilities Commission 2013 45 | P a g e customers for one year. The commission  does not approve demand reduction  programs like these unless cost‐ effectiveness tests show that all customers,  not just those participating in the program,  pay less for electricity than they would if  the programs were not in place.       Idaho Power incurred about $8.1 million in  expenses and carrying charges attributed to  the program during 2011.  The commission  earlier determined the 2011 expenses were  prudently incurred, but directed the  company to defer the expenses in a  regulatory account until it files its next rate  case.       That deferral allows the company to accrue  annual program expenses for recovery with  profit later on.  The commission had  directed Idaho Power to address the issues  of the amount of interest it ought to be  allowed to accrue on the deferred balance  and the amount of time over which  customers would pay down the deferred  account in its next general rate case.   Rather than waiting for its next rate case,  Idaho Power proposed the yearly  mechanism to more timely recover the  expenses. Under the current method of  waiting until a rate case filing, there can be  a lag of between 18 and 36 months before  Idaho Power is allowed to recover  expenses, the company claimed.      The commission disagreed, stating that a  rate case provides a forum for all parties to  address questions that would not be as  thoroughly addressed in an annual rate  recovery mechanism. “In fact, the  comments filed by the parties demonstrate  reasonable disagreements over issues  necessarily reviewed when expenditures  are placed in customers’ rates,” the  commission said. These issues have direct  bearing on the amount of recovery that can  be included in rates, the commission said.      One of those issues is the amount of  interest the company ought to be allowed  on the deferred account.  Both Idaho Power  and the Idaho Conservation League (ICL)  argued that allowing the company to earn  the same rate of return on demand‐side  resources (acquiring energy from  conservation programs that reduce  demand) as it does on supply‐side resources  (acquiring energy from power plant  production), would further incent  conservation measures.      A second issue is about how much time  should be allowed for customers to pay  back the company’s investment.  The utility  and the ICL also said a four‐year  amortization period should be allowed to  reduce the company’s risk because the  incentives are not backed by physical assets  and Idaho Power doesn’t own or have  control over the efficiency equipment  owned by the large commercial and  industrial customers.      Commission staff noted the custom  efficiency program is a 12‐year program and  that a reduced amortization period to four  years without a reduced interest rate would  result in customers paying $12 million (after  being grossed‐up for taxes) for a program  that included only $7 million in direct  customer incentives.      Commission staff and the Industrial  Customers of Idaho Power advocated that  inclusion of these funds should be  considered in a rate case.  The Industrial  Idaho Public Utilities Commission 2013 46 | P a g e Customers also recommended the  commission open a docket to investigate  whether Idaho Power’s demand‐side  resource programs should be managed by a  third‐party provider “that does not demand  unnecessary and unwarranted returns in  order to bring the correct ‘business  evaluation perspective’ to the task of  energy efficiency and conservation.”          Two Rocky Mountain Power irrigation programs  suspended; deemed not to be cost‐effective  Case No. PAC‐E‐13‐10, Order No. 32879  August 19, 2013    The Commission granted an application by  Rocky Mountain Power to suspend two  efficiency programs for irrigators that have  been determined to not be cost‐effective.      The programs, which were suspended  effective July 15, 2013, include one in which  participants turn in worn nozzles, gaskets or  drains for equivalent new equipment at no  cost and another where irrigators are given  financial incentives when they make pivot  and linear equipment improvements.      Rocky Mountain hired a third party,  Navigant Consulting, which, the commission  determined, “presented clear and  compelling evidence,” that the programs  are not cost‐effective. The programs are  just part of a number of programs funded  by a 2.1 percent “Customer Efficiency  Services Rate Adjustment” on all Rocky  Mountain Power customer bills.  The Idaho  commission requires that all programs  funded by the 2.1 percent rider pass cost‐ effectiveness tests to ensure their cost does  not exceed the savings realized for all the  company’s customers, not just irrigators  who participate in the programs.  The total  program budget for 2012 was about  $652,000.      During some years customer efficiency  programs may be cost‐effective but then  other factors, such as decreased customer  participation and market conditions, may  render them not cost‐effective, the  commission said. “Therefore, the  commission remains vigilant in its oversight  and assessment of these programs and  constantly seeks to ascertain whether  program funds are being utilized in a cost‐ effective manner,” the commission said.      Rocky Mountain will instead continue its  “custom analysis” on a site‐by‐site basis  that would include pre‐installation  measurements to develop savings estimates  and then a post‐installation verification of  savings.    Idaho Public Utilities Commission 2013 47 | P a g e Integrated Resource Plans   Reduced load growth leads Avista Utilities to  scrap or delay plans for natural gas plants    Case No. AVU‐E‐13‐07, Order No. 32888  November 1, 2013    Avista Utilities, which serves about 125,000  electric customers in northern Idaho, claims  that reduced load‐growth projections will  delay the need for a natural‐gas fired plant  by one year and eliminate the need for one  of two natural gas plants that were  projected for 2023.      The commission was taking comments on  Avista’s 20‐year growth plan, called an  Integrated Resources Plan at the filing of  this report. The commission requires  regulated electric and gas utilities to file  plans every two years outlining how they  anticipate meeting load‐growth in the most  cost‐effective manner.     In 2011, the company projected annual load  growth of about 1.6 percent, but the 2013  plan adjusts annual load growth downward  to slightly more than 1 percent.  Avista’s  plan says its own generation and its long‐ term contracts will provide enough energy  to meet customer needs until 2020.  The  company may be short during peak winter  periods in 2014‐15 and 2015‐16 but plans  to meet those needs with market  purchases. A long‐term capacity deficit does  not happen until 2020.     To address  that deficit,  the  company’s  plan calls for  the addition of an 83‐MW simple‐cycle  combustion turbine natural gas plant in  2019. Beyond 2020, the plan calls for  another 83‐MW simple‐cycle CT in 2023 and  a 270‐MW combined‐cycle CT in 2026.  Another simple‐cycle natural gas plant of 50  MW is anticipated for 2032.      Energy efficiency programs decrease  Avista’s energy requirements by 125  average megawatts and that is expected to  increase to 164 aMW by 2033.  Absent  energy efficiency programs, Avista would be  resource‐deficient earlier than 2020.      The 2013 plan removes a 35‐aMW wind  resource that was included in the 2011  plan. A 30‐year power purchase agreement  with the eastern Washington Palouse Wind  Project in December 2012 (40 aMW) and  changes in Washington state law eliminated  the need for the 2019‐20 wind addition.      For the first time since Avista’s 2007 plan,  costs related to greenhouse gas emissions  have been removed. “Based on current  legislative priorities and the President’s  Climate Action Plan, a national greenhouse  Idaho Public Utilities Commission 2013 48 | P a g e gas cap‐and‐trade system or tax is no longer  likely,” the plan’s executive summary  states. Instead, the IRP forecasts some plant  retirements to meet new environmental  rules promulgated by state and federal  agencies. Avista’s thermal resources include  five natural gas plants, a wood‐waste  biomass facility, and 111 MW from part  ownership of two units of the Colstrip coal  plant in eastern Montana.      Avista gets about half of its generation from  hydroelectric plants, 33 percent from  natural gas, 9 percent from coal, 5 percent  from power purchases and 2 percent each  from wind and biomass.        Completion of transmission plan key to long‐ range planning for Idaho Power Company  Case No. IPC‐E‐13‐15, Order No. 32868  September 20, 2013    An Idaho Power Company long‐range  growth plan is counting on completion of a  transmission line from Boardman, Oregon  to Melba as its major new resource for  power generation over the next 20 years.    Idaho Power’s Integrated Resource Plan  (IRP) projects the 500‐kV line will bring in  about 500 megawatts of additional power  from Northwest energy markets into Idaho  Power’s southern Idaho territory.       Idaho’s regulated electric utilities are  required to file an IRP every two years with  the Idaho Public Utilities Commission. The  plan explains how the utility intends to  provide adequate and reliable service to its  growing customer base at the lowest cost  possible over the next two decades. Idaho  Power’s IPR case was still open at the filing  of the report.      The IRP is for planning purposes only and is  updated to account for changing  circumstances. Even if the Idaho Public  Utilities Commission accepts the plan, the  resource  projects  outlined  must still  be reviewed and evaluated for their need  and prudency on a case‐by‐case basis.    Idaho Power anticipates that its customer  base will increase from the current 500,000  to about 670,000 by 2032 for an average  load increase of 21 MW per year, or 1.1  percent annual growth.     Completion of the transmission line,  expected in 2018, along with procuring  another 150 MW through energy efficiency  and demand reduction programs, was  found to be the least cost of nine potential  resource portfolios the utility considered,  according to the company.     The transmission project has been in Idaho  Power’s IRP since 2006. The utility is still  working on acquiring the necessary  regulatory approvals and permitting.  Idaho  Power has a joint funding agreement for  the transmission line with the Bonneville  Power Administration and PacifiCorp, which  includes eastern Idaho as part of its service  territory.   Idaho Public Utilities Commission 2013 49 | P a g e   The company hopes to have 150 MW of  increased energy efficiency and demand  reduction in place by 2017 and increasing  that to 370 MW by 2032. A major upgrade  of the Shoshone Falls hydroelectric plant,  from its current 12.5 MW to 61.5 MW, is set  to be completed by 2019.     The utility is also planning on upgrades at  two out‐of‐state coal plants it co‐owns with  other utilities. Idaho Power currently has a  case before the commission seeking  authority to include about $130 million in  customer rates for emissions control  upgrades at the Jim Bridger plant near Rock  Springs.  A technical hearing in that case is  scheduled for Nov. 22.    The plan also states that Idaho Power will  “commit to” installing emission‐control  technology at its North Valmy plant near  Winnemucca this year.  The Bridger plant,  of which Idaho Power owns one‐third,  provides 770 MW of capacity to Idaho  Power customers and the Valmy plant  another 283 MW. Idaho Power owns 50  percent of the Valmy plant.     Idaho Power also owns 17 hydroelectric  projects, three natural gas‐fired plants and  one diesel‐powered plant. About 45 percent  of the utility’s generation comes from  hydroelectric resources, 30 percent from  coal, 14 percent from long‐term power  purchases, 7 percent from market‐ purchased power and 4 percent from  natural gas and diesel projects. Of the long‐ term power purchase contracts, 63 percent  of the generation comes from wind and 22  percent from hydroelectric resources. The  company buys about 789 MW from 103  projects that qualify under the Public Utility  Regulatory Policies Act, or PURPA. It also  buys all the output from the 100‐ MW  Elkhorn Valley wind project in northeast  Oregon.          PacifiCorp plans to acquire most new  generation from energy efficiency  Case No. PAC‐E‐13‐05, Order No. 32890  September 17, 2013    The commission accepted the IRP from  PacifiCorp, the electric utility that serves  eastern Idaho but, at the same time, urged  the utility to increase its efforts toward  energy efficiency and demand reduction in  the face of increasing coal costs.      Environmental groups claimed PacifiCorp,  which does business as Rocky Mountain  Power in eastern Idaho, Utah and  Wyoming, did not take into account  additional capital investment in coal plants  they claim will be needed to meet federal  environmental regulations.     Part of PacifiCorp’s long‐range plan is to  install emissions control equipment at three  of its coal plants – Hunter Unit 1 near Castle  Dale, Utah, and Jim Bridger Units 3 and 4  near Point of Rocks, Wyo. The utility also  plans to convert the Naughton Unit 3 coal  plant near Kemmerer, Wyo., to a natural  gas‐fired facility.    Idaho Public Utilities Commission 2013 50 | P a g e   The Snake River Alliance and the Idaho  Conservation League claim PacifiCorp  ignored their repeated requests to include  the costs of the coal plant retrofitting that  may be needed to meet the draft regional  haze rules. Including those costs would  make alternatives, such as increased  emphasis on energy efficiency and demand  reduction  more  attractive,  the  groups  claimed.      PacifiCorp projects it will meet 67 percent  of its future generation needs through  energy efficiency, acquiring 953 megawatts  within the next decade.     Other projected resources include 140 MW  of solar generation, 12 MW of combined  heat and power and between 650 and 1333  MW of market power purchases.     The company anticipates more market  purchases because wholesale power and  natural gas prices are down significantly  due to the expansion of shale gas  exploration in North America.      Without these additions, the company  anticipates a system capacity deficit of 824  MW starting this year, increasing to 2,308  MW in 2022.      The commission said it “offers no opinion”  on the company’s preferred resource  choices. However, the commission did say  that while forecasting coal costs is “fraught  with failure and uncertainty,” it seems likely  that the Environmental Protection Agency  will impose additional regulation on fossil‐ fueled generation such as coal and natural  gas.      “In light of this contingency, it appears to be  in the best interest of the company and its  customers to continue to evaluate and  devote more focus on the development of  alternative energy resources.”      The commission directed  the company to increase its  efforts toward achieving  higher levels of energy  efficiency and demand reduction.     “Instituting cost‐effective energy efficiency  measures that reduce customer demand  benefits everyone. Such measures can  obviate the need for new generation  resources and thereby decrease the  constant upward pressure on energy  pricing.” Efficiency programs “are almost  always preferable” to building new natural  gas plants or buying power from the  market, the commission said.      In its six‐state territory, PacifiCorp  anticipates average load growth of 1.1  percent per year. In Idaho, however,  expected annual growth is 0.57 percent.     The company does not anticipate significant  load growth in its Utah, Idaho and Wyoming  territory primarily because of load request  cancellations in Utah and Wyoming caused  by “prolonged recessionary impacts and  permitting issues.”      The utility also plans to increase generation  with expanded transmission that will allow  it to dispatch resources more efficiently and  improve reliability.  Completion of the  Idaho Public Utilities Commission 2013 51 | P a g e Windstar to Populus transmission project,  from Glen Rock Wyo., to Downey, Idaho, is  slated to bring more wind generation.     In its comments, commission staff said  there are indications that the need for the  transmission line could be offset by  accelerating efficiency and demand  response programs and encouraged the  company to consider the issue further.   Because of slower than normal load growth,  the company has deferred addition of a  major generation resource until 2024 when  it expects to add a 432‐MW combined‐cycle  natural gas plant and 432 MW of wind  generation.      The Idaho Conservation League claimed  that PacifiCorp’s “arbitrary and unexplained  discounting of future carbon costs can  expose customers to substantial risk.” The  Snake River Alliance questioned the need  for the utility to upgrade and retrofit its coal  plants and believes the company relies too  heavily on uncertain market transactions in  lieu of buying power from renewable  resources.      PacifiCorp’s largest customer, Soda Springs‐ based Monsanto, claims the company  intentionally designed the IRP process to be  overly complex so as to discourage  participation.      PacifiCorp hosted 15 public input meetings  before finalizing the plan.