Loading...
HomeMy WebLinkAboutgas.pdfIdaho Public Utilities Commission 2013 52 | P a g e Idaho Natural Gas Utilities   Improving economy and increased demand are  leading to higher natural gas prices      The commodity cost of natural gas has  increased over the last year but prices  continue to be at some of the lowest levels  in a decade.  The improving economy, a  forecast of more‐normal weather  conditions and storage levels lower than  last year’s have all contributed to higher  prices.       Other factors that may be contributing to  higher prices include increased gas‐fired  electric generation due to aggressive  regulation of carbon emissions from coal  plants; increased demand from natural gas  fleet vehicles; flattening production  compared to 2012; increased demand for  exports of LNG; and increased demand from  gas‐to‐liquid projects.     The Northwest Gas Association (NWGA)  2013 Gas Outlook lists the Boardman,  Oregon and Centralia, Washington coal  plants as examples of two regional coal  plants directly impacted by environmental  regulations.  Both plants will close and may  be replaced with natural gas‐fired  generation.  The NWGA also believes  natural gas‐fired generation will be  necessary to meet demand and balance  load given the large investments in  intermittent wind resources in Oregon and  Washington.            Heavy duty trucks and fleet vehicles also  add to the demand for natural gas.  For  instance, a number of potential customers  approached Intermountain Gas Company  expressing interest in LNG service.   Consequently, in January, Intermountain  Gas Company requested that the  Commission grant authority to sell excess  liquid natural gas (LNG) from its Nampa  facility.  In April, the Commission approved  the service allowing the Company to  maximize the facility while maintaining  peak‐use capability for sale service  customers.  Now the facility’s off‐loading  capabilities will continue benefiting the  utility’s standard service customers while  also being used to sell LNG to non‐utility  customers at market‐based rates.      Nationally, the Energy Information  Administration (EIA) expects overall natural  gas consumption in 2014 to decrease  Idaho Public Utilities Commission 2013 53 | P a g e slightly from 70.13 bcf per day in 2013 to  69.60 bcf per day in 2014.1      Industrial consumption is expected to  increase in 2014, but the demand for  natural gas by the other sectors is expected  to decrease.  Conversely, the Northwest  Gas Association expects overall demand in  eastern Washington and northern Idaho to  increase during 2013‐2014.2      NWGA expects residential and commercial  consumption to decrease, but industrial and  electric power consumption to increase.   Overall demand in southern Idaho is also  expected to increase during 2013‐2014.   NWGA expects electric power consumption  to stay the same during 2013‐2014, but  increase in the other sectors.  The  Northwest Power and Conservation Council  (NPCC) also anticipates slightly higher  demand in 2014 compared to last year, and  consequently, expects slightly higher prices.     North American natural gas resources are  now estimated at 100 years or more of  supply at current consumption rates.   Production continues to increase in spite of  modest economic growth and low natural  gas prices, in part, because natural gas is  oftentimes a byproduct of the more  profitable production of oil and natural gas  liquids (e.g. propane, butane, ethane,  condensate).    Supply in the Northwest is primarily split  between two basins, the Western Canadian  Sedimentary Basin (WCSB) and the U.S.  1 See EIA, Short-Term Energy Outlook, November 2013, US Natural Gas Summary. 2 See Northwest Power Conservation Council, Seventh Power Plan Fuel Price Forecast, July 2013. Rocky Mountain Basin.  The WCSB includes  the Canadian provinces of B.C. and Alberta  and provides about 60 percent of the  natural gas consumed in the Northwest.   Gas is transported from Canada to  Northwest Pipeline by utilizing capacity on  Gas Transmission Northwest (GTN),  TransCanada’s Foothills Pipeline system  (Foothills), and its Alberta system known as  Nova Gas Transmission (NOVA).      Northwest Pipeline and its shippers, which  included Idaho’s local distribution  companies, settled Northwest Pipeline’s  recent rate case filing resulting in about a 9  percent price increase effective Jan. 1,  2013.       ‐‐by Matt Elam  IPUC staff analyst Idaho Public Utilities Commission 2013 54 | P a g e Individual Utility Idaho Statistics – 9/30/2011 to 9/30/2012    Intermountain Gas Company  Residential Commercial Industrial Transportation Total Customers 283,228 30,114 11 110 313,463  % of Total 90.35% 9.61% 0.00% 0.04% 100.00%  2011 Customers 280,072 29,836 10 107 310,025  Therms (millions) 202.29 100.97 3.46 277.13 583.85  % of Total 34.65% 17.29% 0.59% 47.47% 100.00%  2011 Therms (millions) 216.00 109.05 2.87 233.70 561.62     Revenue (millions) $162.14  $73.33  $1.80  $8.49  $245.76   % of Total 65.97% 29.84% 0.73% 3.45% 100.00%  2011 Revenue (millions) $184.30  $87.52  $1.64  $8.26  $281.72     Avista Utilities    Residential Commercial Industrial Transportation Total  Customers 66,731 8,489 94 8 75,322  % of Total 88.59% 11.27% 0.12% 0.01% 100.00%  2011 Customers 66,200 8,421 96 8 74,725  Therms (millions) 46.17 26.63 2.29 43.47 118.56  % of Total 38.94% 22.46% 1.93% 36.66% 100.00%  2011 Therms (millions) 48.16 27.92 2.04 45.56 123.68     Revenue (millions) $45.42 $21.75 $1.54 $0.41 $69.12  % of Total 65.71% 31.47% 2.23% 0.59% 100.00%  2011 Revenue (millions) $48.06 $23.57 $1.51 $0.44 $73.58    Questar Gas    Residential Commercial  Industrial Transportation Total  Customers 1,773 227 0 0 2,000  % of Total 88.65% 11.35% 0.00% 0.00% 100.00%  2011 Customers 1,767 227 0 0 1,994     Therms (millions) 1.26 0.78 0.00 0.00 2.04  % of Total 61.79% 38.21% 0.00% 0.00% 100.00%  2011 Therms (millions) 1.35 0.81 0.00 0.00 2.17     Revenue (millions) $1.02  $0.53  $0.00  $0.00  $1.54  % of Total 65.94% 34.06% 0.00% 0.00% 100.00%  2011 Revenue (millions) $1.13  $0.58  $0.00  $0.00  $1.71  Idaho Public Utilities Commission 2013 55 | P a g e Intermountain Gas increase is first in five years  Case No. INT‐G‐13‐05, Order No. 32897  September 25, 2013    For the first time in five years, customers of  Intermountain Gas Company will be  receiving an increase in the variable portion  of rates they pay for natural gas.    The annual Purchased Gas Cost Adjustment  (PGA) mechanism adjusts rates up or down  to account for the always changing costs of  natural gas supply, transportation and  storage.     The Idaho Public Utilities Commission  approved the company’s application to  increase rates an average 4.15 percent  effective Oct. 1.    For a customer who uses natural gas for  space and water heating the increase is  about $1.85 per month and for customers  who use natural gas for space heating only  the average monthly increase is 68 cents.   For commercial customers, the increase is  about $14.18 per month.     The money Intermountain Gas collects for  the surcharge can go only toward meeting  gas supply and related expense. The  surcharge does not increase company  earnings.      It’s the first time since 2008 the PGA has  been an increase. In 2012, the decrease was  7.1 percent; in 2011, 5.3 percent; in 2010,  1.6 percent and in 2009, 22.2 percent. The  PGA surcharge or credit lasts one year and  is updated typically Oct. 1. There can by  other adjustments during the year if costs  change significantly.      The increase this year is primarily due to an  increase in transportation costs billed the  company by the Northwest Pipeline and an  increase in the weighted average cost of  gas.  Recent improvements in the economy  and increased use of natural gas‐fired  electric generation have increased demand  and driven up costs for natural gas, despite  increased production from shale gas  reserves. Even with the increase, the PGA  portion of gas rates are still 49 percent  lower than in 2005.     About half of a customer’s monthly bill is  the variable, PGA portion of rates that  change due to wholesale market,  transportation and storage costs.     With the increase effective Oct. 1,  customers who use natural gas for both  space and water heating will pay 73 cents  per therm in April through November and  69.8 cents from December through March.  Of that amount, 37.3 cents is the variable  portion, or weighted average cost of gas.       Intermountain Gas serves about 320,000  customers in 74 communities throughout  southern Idaho.              Idaho Public Utilities Commission 2013 56 | P a g e Avista’s PGA is about 6.8 percent increase   Case No. AVU‐G‐13‐01, Order No. 32898    Avista Utilities’ residential and small  commercial customers will be paying about  6.8 percent more for natural gas as a result  of adjustments approved by the Idaho  Public Utilities Commission.     The increases in rates, which are effective  Oct. 1, do not increase Avista earnings.    The gas increase is Avista’s annual  Purchased Gas Cost Adjustment (PGA),  which is adjusted up or down at least  annually to reflect that portion of gas rates  that change from year to year, due to  changing market prices and fuel and  transportation costs.  In recent years, lower demand for natural  gas, higher production rates and record  high storage levels, drove prices to the  lowest they’ve been in a decade.    However, for most of 2013, prices began an  upward trend, caused primarily by the late,  colder‐than‐normal winter.  Consequently,  Avista must increase that portion of rates  that accounts for variable changes from  33.3 cents per therm to 37.4 cents.   The variable portion of rates accounts for  more than half of the total rate of 63.37  cents per therm paid by Avista natural gas  customers.     To protect customers from wholesale  market swings in gas prices, Avista engages  in “hedging,” or buying gas while prices are  lower and storing it for use during higher‐ priced periods.  Avista said it will hedge  about 38 percent of its estimated annual  load requirements for the next PGA year.          Intermountain Gas customers to benefit from  surplus LNG sales    Case No. INT‐G‐13‐02, Order No. 32793  April 22, 2013    Intermountain Gas Company’s liquefied  natural gas facility has more than enough  LNG to meet the needs of its customers so  state regulators have approved a plan  submitted by Intermountain to allow it to  sell the surplus to non‐utility customers and  share the proceeds with customers.      In its application to the Idaho Public Utilities  Commission, Intermountain Gas said it  would share half the revenue it earns with  customers, applying it against the annual  Purchased Gas Cost Adjustment (PGA). The  commission modified that request to allow  a 50‐50 share for sales up to $1.5 million  per year but a 70 percent customer share of  revenues for sales beyond that amount.      Idaho Public Utilities Commission 2013 57 | P a g e Intermountain Gas, a natural gas  distribution company serving about 315,000  southern Idaho customers, expects to have  excess capacity at its Nampa LNG facility for  the next few years.  It proposes to sell that  excess until system growth requires it to  use all its LNG to meet peak‐day needs for  its customers.       Intermountain will use all stored LNG to  first satisfy utility customer demand.  It will  assess non‐utility customers 2.5 cents for  each gallon sold to meet any operations  and maintenance costs resulting from non‐ utility sales. The company’s original  application provided for that 2.5‐cent  charge going to the company, but the  commission order directs that amount to be  directed to Intermountain Gas customers  instead. Non‐utility customers will also pay  another 2.5 cents per gallon to meet any  capital expenditures or increased  maintenance costs to the Nampa plant.      Non‐utility customers will be required to  sign a contract protecting utility customers  from financial risk as well as risks to the  company after the LNG is transferred to a  non‐utility customer.  Intermountain Gas  will accept all financial risk and will insulate  utility customers from any costs associated  with non‐utility sales by separately  accounting for and tracking all related costs  independent of utility costs.  Those results  will be filed quarterly at the commission.      PUC accepts gas utility’s long‐range plan    Case No. INT‐G‐13‐03, Order No. 32855  July 19, 2013    The Idaho Public Utilities Commission  praised southern Idaho’s natural gas utility  for finding nontraditional sources of gas  supply to keep price volatility for its  customers at a minimum.     The commission accepted Intermountain  Gas Company’s Integrated Resource Plan  (IRP), which must be filed every two years.  The plan outlines future structural  improvements that need to be made to get  gas to customers and identifies the sources  from which the company anticipates getting  its natural gas supply.      Traditional sources of natural gas for  Intermountain Gas are from large gas‐ producing regions in Alberta and  northeastern British Columbia and from the  Rockies production basins in Wyoming,  Colorado and Utah.  Intermountain’s  traditional supply forecasts predict growing  supplies because of shale gas production.      However, the utility has also been acquiring  natural gas from nontraditional sources  such as fuel oil, coal, wood chips and  propane to reduce natural gas use by the its  industrial customers.  The company has also  been using portable liquefied natural gas  equipment in the Rexburg area to meet  growing demand.      Other nontraditional sources of supply  include distribution system capacity  upgrades to improve the ability to flow gas  during periods of peak demand and market  Idaho Public Utilities Commission 2013 58 | P a g e “hedges,” the practice of buying natural gas  on the market when prices are low and  then storing it for later use when prices are  higher.      “These activities help guard against rate  increases that might otherwise occur should  natural gas prices rise to unusually high  levels,” the commission said. “We  appreciate that the company continues to  look for opportunities to diversify and  protect its customers from market  volatility.”      The commission said Intermountain Gas  needs to make greater efforts to get more  input from the public and key stakeholders  as it prepares its Integrated Resource Plan.  Intermountain conducted two public  meetings in Idaho Falls and Boise. While  mayors, council members and city leaders  were invited to the Idaho Falls meetings,  the company did not appear to notify city  officials of its Boise meeting.  Commission  staff said involving local officials in its  western Idaho region is important  particularly because the company plans to  add a nearly 8‐mile Orchard‐Farmway  pipeline loop to its Canyon County lateral.        Except for some regions, Intermountain Gas  is experiencing a reduced rate of growth  due to the economic downturn. Because of  that, the utility expects to meet its peak‐day  loads over the next five years without  significant capital additions.     Two years ago, the company’s IRP showed  capacity deficits on its Idaho Falls and Sun  Valley laterals. Since then, Intermountain  Gas has taken steps to address those  deficits resulting in no projected capacity  deficits in its territory even though it  anticipates annual load growth of about 1  percent.     To meet projected deficits along the Idaho  Falls lateral, which serves cities from  Pocatello to St. Anthony, the company  completed a 16‐inch pipeline loop around  Idaho Falls. That project, completed last  winter, increased the distribution capacity  from 810,000 therms to 990,000 therms.  Seventeen percent of the company’s  customers are served by the approximate  104‐mile Idaho Falls Lateral.      The 2010 plan also showed projected  deficits on the 70‐mile Sun Valley Lateral. In  response, the company installed a  compressor station to boost pressure. The  compressor increased the lateral’s capacity  from 175,000 therms to 204,000 therms.  The Sun Valley Lateral serves 4 percent of  Intermountain Gas’ customers.     The two other major laterals that extend  from the main Williams Northwest pipeline  that follows the Snake River throughout  southern Idaho are the Canyon County and  State Street Laterals. The 16‐mile State  Street lateral serves customers from  Caldwell along State Street into northwest  Boise. Intermountain reports that demand  on the State Street lateral is increasing and  will need monitoring but is not expected to  meet capacity in the next five years.   Fourteen percent of Intermountain Gas  customers are served by the State Street  Lateral.