2014AnnualReport.pdf

1 | P a g e

December 1, 2014

The Honorable C.L. “Butch” Otter
Governor of Idaho
Statehouse
Boise, ID 83720-0034

Dear Governor Otter:

It is my distinct pleasure to submit to you, in accordance with Idaho Code §61-214,
the Idaho Public Utilities Commission 2014 Annual Report. This report is a
detailed description of the most significant cases, decisions and other activities
during 2014. The financial report on Page 8 is a summary of the commission’s
budget through the conclusion of Fiscal Year 2014, which ended June 30, 2014.

It has been a privilege and honor serving the people of Idaho this past year.

Sincerely,

Paul Kjellander
President
Idaho Public Utilities Commission

2 | P a g e

This report and all the links inside can be accessed online from the Commission’s
Website at www.puc.idaho.gov. Click on “File Room,” in the upper-left-hand-
corner and then on “ IPUC 2014 Annual Report.”

3 | P a g e

Idaho Public Utilities Commission

472 West Washington Street 
Boise, Idaho 83702 

Mailing Address: 
P.O. Box 83720 
Boise, Idaho 83720‐0074 

208/334‐0300 
Web site: www.puc.idaho.gov  

Commission Secretary  334‐0338 
[e-mail] 

Executive Administrator 334‐0330 
[e-mail]  

Executive Assistant 334‐0339 
[e-mail].  

Utilities Division  334‐0367 

Legal Division  334‐0324 

Rail Section and Pipeline Safety     334‐0330 

Consumer Assistance Section  334‐0369 

Outside Boise, Toll‐Free Consumer Assistance 1‐800‐432‐0369 

Idaho Telephone Relay Service (available statewide) 
Voice: 1‐800‐377‐1363 
Text Telephone: 1‐800‐377‐3529 
TRS Information:    1‐800‐368‐6185 

With this report, the Idaho Public Utilities Commission has satisfied Idaho Code 61‐214; this is a “full and complete account” of 
the most significant cases to come before the commission during the 2014 calendar year. (The financial report on Page 8 covers 
Fiscal Year July 1, 2013 through June 30, 2014.)  

Anyone with access to the Internet may also review the commission’s agendas, notices, case information and decisions by 
visiting the IPUC’s Web site at: www.puc.idaho.gov. Commission records are also available for public inspection at the 
commission’s Boise office, 472 W. Washington St., Monday through Friday, 8 a.m. to 5 p.m.  

The Idaho Public Utilities Commission, as outlined in its Strategic Plan, serves the citizens and utilities of Idaho by determining 
fair, just and reasonable rates for utility commodities and services that are to be delivered safely, reliably and efficiently. During 
the period covered by this report, the commission also had responsibility for ensuring all rail services operating within Idaho do 
so in a safe and efficient manner. The commission also has a pipeline safety section that oversees the safe operation of the 
intrastate natural gas pipelines and facilities in Idaho.   
4 | P a g e

The Commissioners

Paul Kjellander
     Commissioner Kjellander rejoined the Idaho Public Utilities Commission 
in April 2011 following his service as administrator of the Office of Energy 
Resources (OER).  Kjellander, who was elected president of the commission 
in April 2011, was appointed to his current six‐year term by Idaho Governor 
C.L. “Butch” Otter. 
     Kjellander previously served on the Commission from January 1999 until 
October 2007.  In 2007, Governor Otter appointed Kjellander to head up the 
newly created OER.  During his 3 ½ years at OER, Kjellander created an 
aggressive energy efficiency program funded through the federal American Recovery and 
Reinvestment Act. Kjellander was also elected to serve as a board member on the National 
Association of State Energy Officials. 
     Kjellander, a Republican, was elected to three terms (1994‐1999) in the Idaho House of 
Representatives, where he served as a member of the House State Affairs, Judiciary and Rules, 
Ways and Means, Local Government and Transportation committees. During his last term in 
office, Kjellander was elected House Majority Caucus Chairman. His legislative service includes 
membership on the Legislature’s Information Technology Advisory Council and the 
House/Senate Joint Committee on Technology. He also served as co‐chairman of the Legislative 
Task Force on the Federal Telecommunications Act of 1996 and vice chairman of the Council of 
State Governments‐West “Smart States Committee.” His interim legislative committee 
assignments included the Optional Forms of County Government Committee, Capital Crimes 
Committee and the Private Property Rights Committee.   
     Kjellander has also served as director of the Distance Learning Program at Boise State 
University’s College of Applied Technology and head of broadcast technology. At the BSU Radio 
Network he was station manager, director of the Special Projects Unit and director of News and 
Public Affairs.  
     Kjellander’s undergraduate degrees from Muskingum College, Ohio, are in communications, 
psychology and art. He has a master’s degree in telecommunications from Ohio University.  
     As a member of the National Association of Regulatory Commissioners (NARUC), Kjellander is 
co vice‐chair of the Committee on Telecommunications and has also served on the Consumer 
Affairs and Electricity committees. He was appointed by the chairman of the Federal 
Communication Commission to the Federal/State Board of Jurisdictional Separations and 
served as chairman.  He is currently serving as a NARUC representative to the North American 
Numbering Council (NANC) and the 706 Joint Board.   

5 | P a g e

Marsha H. Smith 
     Commissioner Smith is serving her fourth term on the commission.  Her 
current term expires in January 2015.  Smith, a Democrat, served as 
commission president from November 1991 to April 1995.  
     Commissioner Smith represents Idaho on the Western Interconnection 
Regional Advisory Body and the State‐Provincial Steering Committee.   
     Smith is past chair of the Western Electricity Coordinating Council (WECC) 
and a past president of the National Association of Regulatory Utility Commissioners (NARUC).  
She serves on the NARUC Board and is a member and past chair the association’s Electricity 
Committee.  She is also a member of the Steering Committee of the Northern Tier Transmission 
Group.  She chaired the Western Interstate Energy Board’s Committee for Regional Electric 
Power Cooperation (CREPC) from October 1999 to October 2005.  She is a member of the 
National Council on Electricity Policy Steering Committee, the Harvard Electricity Policy Group 
and the Idaho State Bar.   
   Smith received a bachelor of science degree in biology/education from Idaho State University, 
a master of library science degree from Brigham Young University and her law degree from the 
University of Washington. 
   Before her appointment to the commission, Commissioner Smith served as deputy attorney 
general in the business regulation/consumer affairs division of the Office of the Idaho Attorney 
General and as deputy attorney general for the Idaho Public Utilities Commission.  She was the 
commission's director of Policy and External Affairs and chair of the NARUC Staff Subcommittee 
on Telecommunications. 
   A fourth‐generation Idahoan, Commissioner Smith has two sons. 

6 | P a g e

Mack A. Redford  
    Commissioner Redford was appointed to the commission in February 
2007 by Gov. Butch Otter. During 2008 through April 2009, he served as 
president of the commission. He was re‐appointed by Gov. Otter in 2013. 
His term expires in January 2019.  
    At the time of his appointment, Commissioner Redford practiced law for 
the Boise‐based firm of Elam & Burke PA, specializing in commercial 
transactions, construction and engineering law, mediation, real estate and 
general business. 
    Redford grew up in the Weiser and Caldwell areas, graduating from Caldwell High School. He 
received both his bachelor’s and law degree from the University of Idaho and in 1967 became a 
deputy in the Idaho attorney general’s office. In 1977, he became a deputy attorney general for 
the Trust Territory of the Pacific Islands, headquartered in Saipan, Northern Mariana Islands. 
The territory included a chain of 2,000 islands stretching from Hawaii to the Philippines.  
    In 1981, Redford became general counsel for Morrison Knudsen Engineers and Morrison 
Knudsen International, a position that took him to Saudi Arabia where MK was building the King 
Khalid Military City. In 1991, Redford was retained by TransManche Link, based in Folkestone, 
England, where he was legal counsel for the Channel Tunnel Contractors, the builders of the 31‐
mile Channel Tunnel connecting England and France. It is the second‐largest rail tunnel in the 
world. 
    In 1992, Commissioner Redford joined the Boise firm of Park Redford & Burkett. In 1993, he 
was retained by the World Bank of the Government of Nepal as contract and claims counsel for 
the Arun Ill Hydroelectric Project. In 1996, he became general counsel for Micron Construction, 
which was later acquired by Kaiser Engineers. He joined the Boise law firm of Elam & Burke in 
2001. 
    Since his appointment, Commissioner Redford has become active in the National Association 
of Regulatory Commissioners (NARUC) where he serves on the International Relations  and 
Water committees as well as the Subcommittee of Nuclear Issues‐Waste Disposal. 
    Commissioner Redford and his wife, Nancy, are the parents of two children.   

7 | P a g e

IDAHO PUBLIC UTILITIES COMMISSION, 1913‐2012 
Commissioner From To                 
J. A. Blomquist May 8, 1913 Jan. 11, 1915 
A. P. Ramstedt May 8, 1913 Feb. 8, 1917 
D. W. Standrod May 8, 1913 Dec. 1, 1914 
John W. Graham Dec. 1, 1914 Jan. 13, 1919 
A. L. Freehafer Jan. 14, 1915 Jan. 31, 1921 
George E. Erb Dec. 8, 1917 April 14, 1923 
Everett M. Sweeley May 23, 1919 Aug. 20, 1923 
J. M. Thompson Feb. 1, 1921 Dec. 20, 1932 
Will H. Gibson April 16, 1923 June 29, 1929 
F. C. Graves Sept. 7, 1923 Nov. 12, 1924 
Frank E. Smith March 6, 1925 Feb. 25, 1931 
J. D. Rigney July 2, 1929 Sept. 30, 1935 
M. Reese Hattabaugh March 2, 1931 Jan. 26, 1943 
Harry Holden March 27, 1933 Jan. 31, 1939 
J. W. Cornell Oct. 1, 1935 Jan. 11, 1947 
R. H. Young Feb. 1, 1939 March 19, 1944 
B. Auger Feb. 1, 1943 March 9, 1951 
J. D. Rigney March 30, 1944 April 30, 1945 
W. B. Joy May 1, 1945 March 9, 1951 
H. N. Beamer Jan. 17, 1947 Dec. 31, 1958 
George R. Jones March 12, 1951 Jan. 31, 1957 
H. C. Allen March 12, 1951 Feb. 28, 1957 
A. O. Sheldon March 1, 1957 June 30, 1967 
Frank E. Meek Feb. 1, 1957 Feb. 5, 1964 
Ralph H. Wickberg Jan. 14, 1959 Feb. 23, 1981 
Harry L. Nock May 1, 1964 Sept. 30, 1974 
Ralph L. Paris July 1, 1967 Oct. 5, 1967 
J. Burns Beal Dec. 1, 1967 April 1, 1973 
Robert Lenaghen April 1, 1973 April 15, 1979 
M. Karl Shurtliff Oct. 1, 1974 Dec. 31, 1976 
Matthew J. Mullaney Jan. 2, 1977 Feb. 15, 1977 
Conley Ward, Jr. March 7, 1977 Feb. 9, 1987 
Perry Swisher April 16, 1979 Jan. 21, 1991 
Richard S. High Feb. 24, 1981 April 30, 1987 
Dean J. Miller March 16, 1987 Jan. 30, 1995 
Ralph Nelson May 4, 1987 Feb. 12, 1999 
Marsha H. Smith Jan. 21, 1991 Now  serving 
Dennis S. Hansen Feb. 1, 1995 Feb. 19, 2007 
Paul Kjellander Feb. 15, 1999 Oct. 19, 2007 
Mack Redford                                                             Feb. 19, 2007           Now serving 
Jim Kempton                                                                Oct. 22, 2007           April 1, 2011 
Paul Kjellander        April 3, 2011        Now serving  

8 | P a g e

Financial Summary – Fund 0229

FISCAL YEARS 2010 ‐ 2014 

Description FY2010 FY2011 FY2012 FY2013 FY2014 
Personnel Costs $3,369,100 $3,275,500 $3,304,100 $3,491,500 $3,528,900 
Communication Costs $30,300 $29,300 $29,500 $31,300 $31,000  
Employee Devlop. Costs $44,200 $46,700 $62,500 $55,600 $53,200 
Professional Services $12,900 $12,500 $9,800 $9,700 $12,300 
Legal Fees $502,400 $522,200 $525,300 $551,600 $519,700 
Employee Travel Costs $118,700 $123,300 $115,400 $123,600 $141,100 
Fuels & Lubricants $2,700 $2,900 $4,100 $4,700 $2,700 
Insurance $3,700 $1,300 $1,000 $3,100 $4,400 
Rentals & Oper Leases $252,300 $283,900 $294,200 $276,100 $584,600 
Misc. Expenditures $103,600 $102,100 $85,600 $117,000 $104,700 
Office Equipment $0 $34,400 $0 $13,000 $11,900 
Computer Equipment $0 $0 $24,300 $29,200 $66,400 
Motorized/Non‐Motorized 
Equipment $0 $0 $52,300 $0 $0 
========================================================================= 
Total  
Expenditures $4,439,900 $4,434,100 $4,508,100 $4,706,400 $5,060,900 

Fund 0229‐20  
Appropriation                      $4,963,200     $4,820,700     $4,768,200     $4,916,800      $5,061,700   

‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐ 
Unexpended Balance $523,300 $386,600 $260,100       $210,400 $800 
9 | P a g e

Commission Structure and Operations

Under state law, the Idaho Public Utilities Commission supervises and regulates 
Idaho’s investor‐owned utilities – electric, gas, telecommunications and water – 
assuring adequate service and affixing just, reasonable and sufficient rates. 
      The commission does not regulate publicly owned, municipal or cooperative 
utilities. 
      The governor appoints the three commissioners with confirmation by the 
Idaho Senate. No more than two commissioners may be of the same political 
party. The commissioners serve staggered six‐year 
terms.  
     The governor may remove a commissioner 
before his/her term has expired for dereliction of 
duty, corruption or incompetence. 
     The three‐member commission was established 
by the 12th Session of the Idaho Legislature and 
was organized May 8, 1913 as the Public Utilities 
Commission of the State of Idaho. In 1951 it was 
reorganized as the Idaho Public Utilities 
Commission. Statutory authorities for the 
commission are established in Idaho Code titles 61 and 62. 
     The IPUC has quasi‐legislative and quasi‐judicial as well as executive powers 
and duties. 
      In its quasi‐legislative capacity, the commission sets rates and makes rules 
governing utility operations. In its quasi‐judicial mode, the commission hears and 
decides complaints, issues written orders that are similar to court orders and may 
have its decisions appealed to the Idaho Supreme Court. In its executive capacity, 
the commission enforces state laws and rules affecting the utilities and rail 
industries. 
Commission operations are funded by fees assessed on the utilities and 
railroads it regulates. Annual assessments are set by the commission each year in 
April within limits set by law. 
     The commission president is its chief executive officer. Commissioners meet on 
the first Monday in April in odd‐numbered years to elect one of their own to a 
two‐year term as president. The president signs contracts on the commission’s 
behalf, is the final authority in personnel matters and handles other 
10 | P a g e

administrative tasks. Chairmanship of individual cases is rotated among all three 
commissioners. 
     The commission conducts its business in two types of meetings – hearings and 
decision meetings. Decisions meetings are typically held once a week, usually on 
Monday. 
     Formal hearings are held on a case‐by‐case basis, sometimes in the service 
area of the impacted utility. These hearings resemble judicial proceedings and are 
recorded and transcribed by a court reporter. 
   There are technical hearings and public hearings.  At technical hearings, formal 
parties who have been granted “intervenor status” present witness testimony and 
evidence, subject to cross‐examination by attorneys from the other parties, staff 
and the commissioners. At public hearings, members of the public may testify 
before the commission. 
    In 2009, the commission began conducting telephonic public hearings to save 
expense and allow customers to testify from the comfort of their own homes. 
Commissioners and other interested parties gather in the Boise hearing room and 
are telephonically connected to ratepayers who call in on a toll‐free line to 
provide testimony or listen in. A court reporter is present to take testimony by 
telephone, which has the same legal weight as if the person testifying were 
present in the hearing room. Commissioners and attorneys may also direct 
questions to those testifying.  
     The commission also conducts regular decision meetings to consider issues on 
an agenda prepared by the commission secretary and posted in advance of the 
meeting. These meetings are usually held Mondays at 1:30 p.m., although by law 
the commission is required to meet only once a month. Members of the public 
are welcome to attend decision meetings. 
     Typically, decision meetings consist of the commission’s review of decision 
memoranda prepared by commission staff. Minutes of the meetings are taken. 
Decisions reached at these meetings may be either final or preliminary, but 
subsequently become final when the commission issues a written order signed by 
a majority of the commission.  Under the Idaho Open Meeting Law, 
commissioners may also privately deliberate fully submitted matters.   

11 | P a g e

Commission Staff

To help ensure its decisions are fair and workable, the commission employs a staff of 
about 50 people – engineers, rate analysts, attorneys, accountants, investigators, economists, 
secretaries and other support personnel. The commission staff is organized in three divisions – 
administration, legal and utilities. 
 The staff analyzes each petition, complaint, rate increase request or application for an 
operating certificate received by the commission. In formal proceedings before the commission, 
the staff acts as a separate party to the case, presenting its own testimony, evidence and expert 
witnesses. The commission considers staff recommendations along with those of other 
participants in each case ‐ including utilities, public, agricultural, industrial, business and 
consumer groups. 

Administration 
        The Administrative Division is responsible for coordinating overall IPUC 
activities. The division includes the three commissioners, two policy strategists, a 
commission secretary, an executive administrator, an executive assistant and 
support personnel. 
 The policy strategists are executive level positions reporting directly to the 
commissioners with policy and technical consultation and research support 
regarding major regulatory issues in the areas of electricity, telecommunications, 
water and natural gas. Strategists are also charged with developing 
comprehensive policy strategy, providing assistance and advice on major litigation 
before the commission, public agencies and organizations. (Contact Wayne Hart, 
334‐0354, or Gene Fadness, 334‐0339, policy strategists.) 
 The commission secretary, a post established by Idaho law, keeps a precise 
public record of all commission proceedings. The secretary issues notices, orders 
and other documents to the proper parties and is the official custodian of 
documents issued by and filed with the commission. Most of these documents 
are public records. (Contact Jean Jewell, commission secretary, at 334‐0338.) 
 The executive administrator has primary responsibility for the commission’s 
fiscal and administrative operations, preparing the commission budget and 
supervising fiscal, administration, public information, personnel, information 
systems, rail section operations and pipeline safety.  The executive administrator 
also serves as a liaison between the commission and other state agencies and the 
Legislature. (Contact Joe Leckie, executive administrator, at 334‐0331.) 
12 | P a g e

            The public information officer is responsible for public communication 
between the commission, the general public and interfacing governmental 
offices. The responsibility includes news releases, responses to public inquiries, 
coordinating and facilitating commission workshops and public hearings and the 
preparation and coordination of any IPUC report directed or recommended by the 
Idaho Legislature or Governor.  (Contact Gene Fadness, public information 
officer, at 334‐0339.) 

Legal Division 
Five deputy attorneys general are assigned to the commission from the 
Office of the Attorney General and have permanent offices at IPUC headquarters. 
The IPUC attorneys represent the staff in all matters before the commission, 
working closely with staff accountants, engineers, investigators and economists as 
they develop their recommendations for rate case and policy proceedings. 
In the hearing room, IPUC attorneys coordinate the presentation of the 
staff’s case and cross‐examine other parties who submit testimony. The attorneys 
also represent the commission itself in state and federal courts and before other 
state or federal regulatory agencies. (Contact Don Howell, legal division director, 
at 334‐0312.) 

Utilities Division 
The Utilities Division, responsible for technical and policy analysis of utility 
matters before the commission, is divided into four sections. (Contact Randy 
Lobb, utilities division administrator, at 334‐0350.) 
 The Accounting Section of seven auditors audits utility books and records 
to verify reported revenue, expenses and compliance with commission orders. 
Staff auditors present the results of their findings in audit reports as well as in 
formal testimony and exhibits.  When a utility requests a rate increase, cost‐of‐
capital studies are performed to determine a recommended rate of return. 
Revenues, expenses and investments are analyzed to determine the amount 
needed for the utility to earn the recommended return on its investment. 
(Contact Terri Carlock, accounting section supervisor, at 334‐0356.) 
The Engineering Section of three engineers and two utility analysts reviews 
the physical operations of utilities. The staff of engineers and analysts develops 
computer models of utility operations and compares alternative costs to repair, 
replace and acquire facilities to serve utility customers. The group establishes the 
13 | P a g e

price of acquiring cogeneration and renewable generation facilities and identifies 
the cost of serving various types of customers.  They evaluate the adequacy of 
utility services and frequently help resolve customer complaints. (Contact Rick 
Sterling, engineering section supervisor, at 334‐0351.) 
The Technical Analysis Section of three utility analysts and one economist 
determines the cost effectiveness of all Demand Side Management (DSM) 
programs including energy efficiency and demand response. They identify 
potential for new DSM programs and track the impact on utility revenues. They 
review utility forecasts of energy, water and natural gas usage with focus on 
residential self generation and rate design. (Contact Matt Elam, Technical 
Analysis section supervisor, at 334‐0363.) 
The Telecommunications Section includes two analysts who oversee tariff 
and price list filings, compliance with federal and state telecommunications laws, 
area code oversight, Universal Service, Lifeline and Telephone Relay Service. They 
assist and advise the commission on technical matters that include advanced 
services and other matters as requested. During 2014 and 2015, 
telecommunications staff is conducting an analysis of the potential for broadband 
expansion.  (Contact Carolee Hall, 334‐0634 or Grace Seaman, 334‐0352.) 
The Consumer Assistance Section includes five investigators who resolve 
conflicts between utilities and their customers. Customers faced with service 
disconnections often seek help in negotiating payment arrangements. Consumer 
Assistance may mediate disputes over billing, deposits, line extensions and other 
service problems.  
 Consumer Assistance monitors Idaho utilities to verify they are complying 
with commission orders and regulations. Investigators participate in general rate 
and policy cases when rate design and customer service issues are brought before 
the commission. (Contact Beverly Barker, administrator for the Consumer 
Assistance section, at 334‐0302.) 

Rail Section 
       The Rail Section oversees the safe operations of railroads that move freight 
in and through Idaho and enforces state and federal regulations safeguarding the 
transportation of hazardous materials by rail in Idaho.  The commission’s rail 
safety specialist inspects railroad crossings and rail clearances for safety and 
maintenance deficiencies.  The Rail Section helps investigate all railroad‐crossing 
accidents and makes recommendations for safety improvements to crossings. 
14 | P a g e

As part of its regulatory authority, the commission evaluates the 
discontinuance and abandonment of railroad service in Idaho by conducting an 
independent evaluation of each case to determine whether the abandonment of 
a particular railroad line would adversely affect Idaho shippers and whether the 
line has any profit potential. Should the commission determine abandonment 
would be harmful to Idaho interests, it then represents the state before the 
federal Surface Transportation Board, which has authority to grant or deny line 
abandonments. (Contact Joe Leckie, rail section supervisor, at 334‐0331.) 

Pipeline Safety Program 
  The pipeline safety section oversees the safe operation of the intrastate oil 
and natural gas pipelines as well as interstate gathering lines in Idaho.    
The commission’s pipeline safety personnel verify compliance with state 
and federal regulations by on‐site inspections of intrastate pipeline distribution 
systems. Part of the inspection process includes a review of record‐keeping 
practices and compliance with design, construction, operation, maintenance and 
drug/alcohol abuse regulations. 
 Key objectives of the program are to monitor accidents and violations, to 
identify their contributing factors and to implement practices to avoid accidents. 
All reportable accidents will be investigated and appropriate reports filed with the 
U.S. Department of Transportation in a timely manner. (Contact Joe Leckie, 
pipeline safety program supervisor, at 334‐0331.)  
15 | P a g e

Why can’t you tell them no? 

       One of the most frequent questions we get after a utility files a rate increase application is, “Why 
can’t you just tell them no?” Actually, we can, but not without evidence.  
       For nearly 100 years, public utility regulation has been based on this regulatory compact between 
utilities and regulators: Regulated utilities agree to invest in the generation, transmission and 
distribution necessary to adequately and reliably serve all the customers in their assigned territories. In 
return for that promise to serve, utilities are guaranteed recovery of their prudently incurred expense 
along with an opportunity to earn a reasonable rate of return.  The rate of return allowed must be high 
enough to attract investors for the utility’s capital‐intensive generation, transmission and distribution 
projects, but not so high as to be unreasonable for customers. 
        In setting rates, the commission must consider the needs of both the utility and its customers. The 
commission serves the public interest, not the popular will. It is not in customers’ best interest, nor is it 
in the interest of the State of Idaho, to have utilities that do not have the generation, transmission and 
distribution infrastructure to be able to provide safe, adequate and reliable electrical, natural gas and 
water service. This is a critical, even life‐saving, service for Idaho’s citizens and essential to the state’s 
economic development and prosperity. 
       Unlike unregulated businesses, utilities cannot cut back on service as costs increase. As demand for 
electricity, natural gas and water grows, utilities are statutorily required to meet that demand. In Idaho 
recently, and across the nation, a continued increase in demand as well as a number of other factors 
have contributed to rate increases on a scale we have not witnessed before. It is not unusual now for 
Idaho’s three major investor‐owned electric utilities to file annual rate increase requests. 
      In light of these continued requests for rate increases, the Commission walks a fine line in balancing 
the needs of utilities to serve customers and customers’ ability to pay.  
      When a rate case is filed, our staff of auditors, engineers and attorneys will take up to six months to 
examine the request. During that period, other parties, often representing customer groups, will 
“intervene” in the case for the purpose of conducting discovery, presenting evidence and cross‐
examining the company and other parties to the case. The Commission staff, which operates 
independently of the commission, will also file its own comments that result from its investigation of the 
company’s request. The three‐member Commission will also conduct technical and public hearings.   
      Once testimony from the company, commission staff and intervening parties is presented and 
testimony from hearings and written comments is taken, all of that information is included in the official 
record for the case. It is only from the evidence contained in this official record that the Commission can 
render a decision.  
      If the utility has met its burden of proof in demonstrating that the additional expense it incurred was 
1) necessary to serve customers and 2) prudently incurred, the commission must allow the utility to 
recover that expense. The commission can ‐‐ and often does ‐‐ deny recovery of some or all the expense 
utilities seek to recover from customers if the commission is confident it has the legal justification to do 
so. (See pages 19 and 20.) Utilities and parties to a rate case have the right to petition the Commission 
for reconsideration. If reconsideration is not granted, utilities or customer groups can appeal the 
Commission’s decision to the state Supreme Court. 
     In the end, the Commission’s job is to ensure that customers are paying a reasonable rate and are 
receiving adequate and reliable service and that utilities are allowed to recover their prudently incurred 
expenses and earn a fair rate of return.   
16 | P a g e

Electrical Power in Idaho

Idaho Power Company
2013 Average Number of Customers/Avg. Revenue/kwh
(Computed from data available in FERC Form 1 Annual Reports)
405,542 Residential Customers/$0.0957
78,334 Commercial Customers/$0.0718
111 Industrial Customers/$0.0515

Avista Utilities
2013 Average Number of Customers/Avg. Revenue/kwh
(Computed from data available in FERC Form 1 Annual Reports)
107,458 Residential Customers/$0.0884
16,830 Commercial Customers/$0.0842
454 Industrial Customers/$0.0531

2013 Average Number of Customers/Avg. Revenue/kwh
(Computed from data available in FERC Form 1 Annual Reports)
PacifiCorp/Rocky Mountain Power
58,730 Residential Customers/$0.1103
8,360 Commercial Customers/$0.0906
5,571 Industrial Customers/$0.0699

17 | P a g e

Average Residential Retail Price of Electricity by State

The information below is provided by the Energy Information Administration of the U.S. 
Department of Energy (www.eia.gov) and reflects the average residential rate by kilowatt‐hour 
by state in August 2014. Idaho ranks 44th of 50 states and the District of Columbia. The states 
with lower rates than Idaho from the lowest up are Washington, West Virginia, Louisiana, 
Arkansas, Kentucky, Oklahoma and Tennessee. States with the highest rates are Hawaii, Alaska, 
Connecticut, New York, Rhode Island, Vermont and Massachusetts.  

State     August 2014 (cents/kWh)    August 2013(cents/ kWh) 

Alabama 11.79 11.60
Alaska 20.43 18.71
Arkansas 10 9.97
Arizona 12.44 12.33
California 18.12 16.54
Colorado 12.83 12.57
Connecticut 19.67 17.57
D.C. 12.66 12.98
Delaware 14.12 12.67
Florida 11.98 11.32
Georgia 12.52 12.34
Hawaii 37.81 36.79
Iowa 13.42 12.40
Idaho 10.54 10.27
Illinois 11.95 10.31
Indiana 11.56 11.06
Kansas 12.74 12.06
Kentucky 10.08 9.87
Louisiana 9.77 9.72
Massachusetts 17.69 15.90
Maryland 13.71 13.89
Maine 15.35 14.37
Michigan 14.88 14.98
Minnesota 12.85 12.74
Missouri 12.71 12.30
Mississippi 11.62 10.81
Montana 10.89 10.93
North Carolina 11.44 11.33
North Dakota 10.94 10.87

18 | P a g e

State     August 2014 (cents/kWh)     August 2013(cents/kWh) 

Nebraska   12.06         11.93         
New Hampshire 17.18         15.93   
New Jersey   16.0         16.23   
New Mexico   13.57         12.64   
Nevada   12.63         11.76   
New York   19.49         19.15 
Ohio     13.50         12.72   
Oklahoma   10.13         9.91   
Oregon   10.75         10.20   
Pennsylvania   13.91         13.25   
Rhode Island   18.38         15.73   
South Carolina 12.48         12.01   
South Dakota  11.42         11.35   
Tennessee   10.47         10.24   
Texas     12.01         11.47 
Utah     11.56         11.23   
Virginia   12.00         11.59   
Vermont   17.87         17.08   
Washington   8.93         8.93   
Wisconsin   14.26         14.41   
West Virginia   9.52         9.72   
Wyoming   11.13         10.72   

19 | P a g e

Recent History of Base Rate Electric Cases

IDAHO POWER

Year Requested Granted

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 case. 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 case. Annual Power Cost Adjustment was an average 15.3%
increase effective June 1, the fourth-highest PCA on record.

2014 No base rate case. The annual PCA is a 1% increase and FCA is a 1.2% increase.

AVISTA UTILITIES

Year Requested Granted

2004 11% 1.9%

2008 16.5% 11.9% (Also, 4% PCA increase)

20 | 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.

2014 A rate settlement precludes any base rate increase until Jan. 1, 2016 at earliest.

ROCKY MOUNTAIN POWER (PacifiCorp)

2005 5.1% 5.1% (This increase only applied to
irrigation and industrial customers;
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.

2014 No base rate case. Annual Energy Cost Adjustment Mechanism (ECAM) is a
2.6% decrease

21 | P a g e

Summary of major cases

Idaho Supreme Court upholds IPUC decisions 
in PURPA appeals, while IPUC and FERC settle 

In late 2013, the Idaho Supreme Court and 
the Federal Energy Regulatory Commission 
affirmed the Idaho Commission’s denial of a 
number of PURPA wind projects.  

Since then, the Commission has significantly 
updated the process it uses to determine 
pricing and other terms for power purchase 
agreements between a utility and a PURPA 
developer.  

Wind and solar projects (intermittent 
resources) must now negotiate with utilities 
using a commission‐approved methodology 
with the utility’s long‐range planning 
document, called an Integrated Resource 
Plan (IRP), as a starting point. The IRP 
method more precisely values the energy 
being delivered. It does this by recognizing 
the individual generation characteristics of 
each project and assessing when the project 
is capable of delivering its resources against 
when the utility is most in need of the 
energy. The IRP methodology recognizes 
that larger projects have a greater effect on 
a utility’s ability to balance its total load 
and resources. 

Idaho Supreme Court building 

THE ISSUE 
In November 2010, Idaho Power Company, 
Avista Utilities and PacifiCorp asked the 
commission to investigate the rapidly 
expanding number of PURPA wind projects 
in Idaho. The utilities said the wind 
developers were “gaming” the system by 
disaggregating large projects into several 
smaller projects a mile apart, each with its 
one unique name created under a Limited 
Liability Corporation (but the same owner). 
FERC rules require a mile separation 
between Qualifying Facilities. The projects 
were disaggregated so that each one fell 
under the 10 aMW limit that qualified them 
for the commission’s typically more 
attractive published rate.    

THE PROBLEM 
The utilities claimed the rapid development 
of these projects was having a profound 
price impact on customers and on the 
ability of utilities to integrate the wind 
22 | P a g e

projects with their transmission systems.  
The utilities said the small‐power projects 
PURPA was originally intended to 
encourage were instead being developed by 
sophisticated large‐scale wind farms.  
A problem for the Commission is that 
avoided cost rates – the cost the utility 
avoids by not having to generate the power 
itself or buy it from another source – had 
not been updated for new contracts. Fuel 
prices, which are a significant component in 
determining avoided cost, had dropped 
significantly in recent years.  The avoided 
cost rate for new contracts did not go down 
as natural gas prices fell, making the 
commission’s published rate considerably 
more attractive than wholesale market 
prices for power.  This, along with a federal 
tax credit for wind development, 
contributed to a flurry of PURPA wind 
development.   

ORDERS AND APPEALS 
On Feb. 7, 2011, the Commission 
temporarily reduced the eligibility cap 
under which projects can qualify for 
published rates from 10 aMW to 100 kW, 
but only for intermittent wind and solar. 
The cap remained 10 aMW for other PURPA 
projects.  The Commission said it would 
open a second phase of the original case to 
further investigate the disaggregation issues 
and determine whether the temporary 
changes in the eligibility cap should be 
made permanent.   

On June 8, 2011, the Commission affirmed 
its decision to maintain the 100 kW 
eligibility cap for published rates for wind 
and solar projects, due to their 
intermittency and potential for continued 
disaggregation. Utilities were still subject to 
the “must‐buy” provisions to purchase QF  

power from wind and solar projects, but at 
a rate negotiated between the utility and 
the QF using a commission‐approved 
Integrated Resource Plan (IRP) 
methodology. Seventeen wind projects did  
not meet the commission’s criteria and 
were thus not eligible for published rates 
and would need to negotiate a rate with the 
utilities based on the IRP methodology if 
their projects were to go forward.  

On Sept. 7, 2011, the Grouse Creek projects 
appealed to the state Supreme Court after 
being denied reconsideration by the 
commission. Concurrently, another set of 
projects, called the Cedar Creek projects, 
filed for a Petition for Enforcement at FERC, 
challenging the Commission’s decision to 
lower the eligibility cap for wind and solar 
projects effective Dec. 14, 2010.   

On October 4, 2011, FERC declined to 
pursue an enforcement action against the 
Idaho PUC regarding the Cedar Creek 
projects, but issued a Declaratory Order 
that said the PUC’s decision not to approve 
the Cedar Creek projects was inconsistent 
with PURPA. The Cedar Creek and Grouse 
Creek projects were remanded to the PUC 
for further discussion. 

On December 21, 2011, the PUC approved a 
settlement of the Cedar Creek projects. The 
23 | P a g e

settlement reduced the projects from five 
to three and moved them to a location 
better suited to transmission access. 
Settlement talks with Grouse Creek were 
not successful.    

On March 2, 2012, Rainbow Ranch 
petitioned FERC to bring an enforcement 
action against the PUC for disapproving 
their projects. FERC declined, but issued a 
Declaratory Order stating the IPUC’s 
decision to not approve the projects was 
inconsistent with PURPA.  

On Sept. 7, 2012, the Commission affirmed 
its denial of Grouse Creek’s two PPAs.  The 
Commission clarified that despite FERC’s 
statements to the contrary, the Commission 
has never made a determination that the 
creation of LEO occurs only when a QF and 
utility enter into a signed agreement. In this 
case, both parties entered into agreements 
that unequivocally state an effective date.  
Hence, the discussion of a LEO is moot. (LEO 
stands for “legally enforceable obligation,” 
which signifies that an obligation exists for 
the utility to accept power produced by a 
qualifying independent power developer.  
The LEO provision is included in FERC 
regulations to prevent a utility from 
circumventing its obligation to purchase 
from Qualifying Facilities by refusing or 
delaying to enter into a contract with the 
QF. Federal PURPA law allows state 
commissions to determine when a LEO 
exists under state law, often on a case‐by‐
case basis.  A LEO may be incurred before a 
PURPA contract is reduced to writing.)  

On Sept. 25, 2012, the Murphy Flats 
projects asked FERC to take enforcement 
action.  On Nov. 20, 2012, FERC declared it 
would bring an enforcement action.   

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 PUC from imposing 
conditions on the sales agreements 
between Idaho Power and developers of 
the Grouse Creek and Murphy Flats projects 
and directing the PUC to issue orders 
approving the agreements. This was the 
first time FERC had taken a state to court 
over a PURPA‐related action.  

On Dec. 18, 2013, the Idaho Supreme Court 
unanimously affirmed the PUC’s decision to 
deny approval of the Grouse Creek 
contracts.  The Court affirmed the PUC’s 
requirement that a finding of a LEO requires 
a showing that there would have been a 
contract but for the actions of the utility.   
“Unlike a court of law, IPUC is a regulatory 
agency performing judicial and legislative 
functions.  Therefore, it is not bound by its 
prior decisions.  In addition, allowing 
Grouse Creek to sell power at the rates in 
place prior to the eligibility cap adjustment 
would not have been in the public interest,” 
the court said.   

Six days later, FERC and the IPUC signed a 
Memorandum of Agreement under which 
FERC will dismiss its court claims and the 
PUC dismiss any counterclaims. The Idaho 
PUC acknowledged that a LEO may be 
incurred prior to the signing of a contract. 
Both parties acknowledged that PURPA 
establishes a program of “cooperative 
federalism” under which FERC issues 
regulations to implement federal policy 
while state regulatory authorities are 
responsible for implementing those same 
regulations in a manner that accommodates 
local conditions and concerns so long as the 
implementation is consistent with PURPA.   
24 | P a g e

PUC denies Idaho Power solar application,
but says integration charge warranted

Case No. IPC‐E‐14‐09, Order No. 33043 

May 28, 2014 – The commission denied an 
Idaho Power Company request to 
temporarily suspend its obligation under 
federal law to sign new contracts to buy 
power from qualifying small solar‐power 
producers.   

However, the commission agreed with 
Idaho Power’s contention that the utility 
incurs expense when it integrates solar 
generation into its system and that future 
contracts should include integration costs in 
the form of a discount to the amount the 
utility pays solar developers, ensuring that 
these costs are not passed on to customers.   

Idaho Power’s application did not affect net 
metering customers who have rooftop solar 
projects, but applied only to larger‐sized 
(like 10‐ and 20‐megawatt) solar projects 
seeking contracts under PURPA, the federal 
Public Utilities Regulatory Policies Act.  

Idaho Power sought a temporary 
suspension from its PURPA obligation 
because it claimed that “dozens of solar 
projects” are either already under contract 
or attempting to obligate Idaho Power to 
buy up to 500 megawatts of electric 
capacity.  The utility is expecting a mid‐June 
completion of a study to determine its cost 
to integrate solar power.  The company 
claims it is experiencing a rush of contract 
proposals from developers who know solar 
integration charges may be coming.  If the 
commission did not grant the utility’s 
request to suspend, it asked the 
commission to issue an order stating that all 
future solar PURPA contracts include an 
integration charge.   

The commission said it appreciated Idaho 
Power’s concern that the pending 
completion of its solar integration study has 
resulted in a “run‐on‐the‐bank,” but 
suspending Idaho Power’s PURPA obligation 
“is not the appropriate remedy.”   

Instead, the commission said, Idaho Power 
and solar developers should include 
consideration of a solar integration charge 
when they negotiate their contracts. The 
parties might consider a “placeholder” 
integration charge and agree to implement 
the charge when the study is completed, 
the commission said. Another alternative 
may be to use the integration assessed 
wind developers – $6.50 per MWh – until a 
solar charge is approved.  

The commission said the company offered 
no explanation as to why it did not begin 
the study sooner or completed it in a more 
timely manner.  The commission said it 
agreed with several who testified at a public 
hearing last week that the “imminent crisis 
caused by the lack of a completed study is 
of the company’s own making.”  The 
commission directed Idaho Power to 
complete the study “as soon as possible.”     
The commission said Idaho Power’s filing 
“reinforced our previous view” that 
25 | P a g e

integration charges should be part of power 
purchase contracts with small‐power 
producers.  “These charges may vary from 
very little to more, based on project 
location, project size and other factors,” the 
commission said.  The commission did not 
agree with those who say the benefits and 
value of solar are not considered when 
determining an integration charge. The 
value of solar is reflected in the rates that 
are paid developers, the commission said.

Solar development takes 
off; 120 MW approved 
during 2014, another 281 
MW proposed 

Case No. IPC‐E‐11‐15, Order No. 32974 
Case No. IPC‐E‐14‐19, Order No. 33179;  
Case No. IPC‐E‐14‐20, Order No. 33180 

In the first case listed above (IPC‐E‐11‐15), the 
Commission found that there was no contract 
or LEO between Grand View Solar II and Idaho 
Power because Grand View had conditioned its 
offer to sell power on basis of receiving all the 
Renewable Energy Certificates (RECs).  

In the subsequent case, approved in November 
2014, parties agreed to split the RECs 50‐50, as 
the PUC advocated in the initial case.  

The Commission approved sales agreements 
between Idaho Power Company and the 
developers of two solar generation projects 
totaling 120 megawatts.   

Grand View PV Solar Two LLC, 20 miles 
southwest of Mountain Home, is 80 MW and is 
scheduled to be online by Sept. 1, 2016. The 
project is expected to include about 340,480 
polysilicon photovoltaic panels installed on a 
single‐axis tracking system. The developer is 
Robert Paul of Boise.   

Boise City Solar LLC is a 40‐MW project to be 
built southeast of Kuna on Sand Creek Road 
with a proposed online date of Jan. 16, 2016.   

The project is expected to use mono‐crystalline 
solar modules and is a dual‐axis tracking 
system, which allows the tracker to follow the 
sun both vertically and horizontally.  

The developer is Mark van Gulik of 
Intermountain Energy Partners, headquartered 
in Ketchum with development offices in Boise. 
IEP will lease the land on which the project will 
be built from the City of Boise.   
IEP will be paid by Idaho Power for the project’s 
output, while the city will receive lease 
payments as well as half of the revenue 
received from the sale of Renewable Energy 
Certificates (green tags) associated with the 
project.  

Idaho Power will also receive 50 percent of REC 
proceeds.   

26 | P a g e

The commission received more than 140 
written comments from the public, all 
encouraging their approval. “While many of the 
comments appeared to be based on a form‐
letter campaign, many others were original and 
thoughtful comments from citizens who 
appeared to be concerned about the 
environment and optimistic about the 
contribution” the projects would have on the 
economy. “We appreciate the public’s 
participation in our process. “ 

The projects are the first of their type since the 
Idaho commission adopted an updated pricing 
method for intermittent projects (like solar and 
wind) that fall under the provisions of PURPA, 
or the federal Public Utility Regulatory Policies 
Act.  

PURPA requires regulated utilities to buy energy 
from independent, renewable generation 
projects at rates established by state 
commissions. The rate to be paid small‐power 
producers is called an “avoided‐cost rate,” 
because it is based on the incremental cost the 
utility avoids by not having to generate the 
energy itself or buy it from another source. The 
commission must ensure the avoided‐cost rate 
is reasonable for customers because all amount 
utilities pay to qualifying small‐power producers 
is included in customer rates.   

The updated pricing method requires the 
developer and utility to negotiate a rate based 
on a methodology that uses the utility’s long‐
range plan, called an Integrated Resource Plan 
(IRP), which considers, among other factors, the 
utility’s need for the resource and the times 
when the energy is generated. “We intend that 
the IRP methodology be a flexible tool, taking 
into account many different variables, and 
producing a result that accurately values a 
project’s capability to deliver resources in 
relation to the timing and magnitude of the 
utility’s need for such resources,” the 
commission said.   

Under the agreements, Idaho Power pays the 
developers a non‐levelized rate over the 20‐
year term, which means payments increase 
over the course of the agreement and vary 
according to light‐load and heavy‐load hours of 
the day and seasons of the year.   

For Grand View, payments would vary from as 
low as $31 per megawatt‐hour for light‐load 
hours during the early months of the agreement 
to as high as $159 per MWh for heavy‐load 
hours during the latter years of the agreement.  
If the payments were levelized over the 20‐year 
term of the agreement, payments would be 
about $71.48 per MWh, after adjustments 
made by commission staff and Idaho Power.  
The estimated 20‐year contractual obligation 
based on anticipated generation levels is about 
$300 million.   

The agreement allows for a 5% deviation in 
monthly energy deliveries. If generation 
deviates by more than that, a price adjustment 
can be imposed against the developer, but the 
reduced payment to the developer can be no 
more than 10%. If there is a consistent and 
material deviation from the hourly energy 
estimates, the project will be considered to be 
in breach of the sales agreement.   

The Grand View agreement also contains a solar 
integration charge which the developer pays 
Idaho Power to cover the cost of integrating the 
solar energy into Idaho Power’s transmission 
and distribution system. The negotiated charge 
starts at 99 cents per MWh in the first year of 
the agreement and escalates to $1.84 per MWh 
in 2036.  

The agreement with Boise City Solar LLC also 
includes non‐levelized payments over 20 years. 
Payments would vary from as low as $44 per 
megawatt‐hour for light‐load hours during the 
early months of the agreement to as high as 
$113 per MWh for heavy‐load hours during the 
latter years of the agreement.  If the payments 
were levelized over the 20‐year term of the 
agreement, they would be about $71.43 per 
27 | P a g e

MWh, after staff and company adjustments.  
The 20‐year contractual obligation based on 
estimated generation levels is about $160 
million.  The project is allowed a 2% deviation 
from its estimated monthly energy output 
before a price adjustment can be imposed, also 
capped at no more than 10%. And, as with 
Grand View Solar, material deviations from 
hourly energy estimates may be considered as a 
breach of contract.    

The negotiated solar integration charge starts at 
$1.34 per MWh in the first year of the 
agreement and escalates to $3.11 per MWh in 
2036.

Idaho Power submits sales applications 
for sales agreements with 11 solar projects 

Nov. 14, 2014 – Idaho Power Company is 
proposing that the Commission was accept 
or reject power sales agreements between 
it and 11 solar projects totaling 281 
megawatts. All told, the 11 projects have a 
20‐year estimated contract value of $973.5 
million.   

Six of the proposed projects, including the 
largest 71 MW facility, are planned for 
Elmore County. Three are in Power County, 
one in Ada County and one in Owyhee 
County. All have scheduled online dates in 
December 2016. See the attached table for 
a detailed listing of the projects, their size 
and contract value.  

All the projects are qualifying facilities 
under the provisions of the federal Public 
Utility Regulatory Policies Act. PURPA 
requires regulated utilities to buy energy 
from independent, renewable generation 
projects at rates established by state 
commissions. The rate to be paid small‐
power producers is called an “avoided‐cost 
rate,” because it is based on the cost the 
utility avoids by not having to generate the 
energy itself or buy it from another source. 
The commission must ensure the avoided‐
cost rate is reasonable for utility customers 
because 100 percent of the price utilities 
pay to qualifying small‐power producers is 
included in customer rates.  

Six of the projects are owned by Ketchum‐
based Intermountain Energy Partners. Mark 
van Gulik is the developer. Five of the 
projects are owned by First Wind, 
headquartered in Boston.   

The sales agreements propose that Idaho 
Power pay the developers a non‐levelized 
avoided‐cost rate over the 20‐year term of 
the agreements, which means payments 
increase over the course of the agreement 
and vary according to light‐load and heavy‐
load hours of the day and seasons of the 
year.   

The Intermountain Energy projects propose 
rates that are as low as $33 per megawatt‐
hour during light‐load hours to as high as 
$115 per MWh during heavy‐load hours. If 
the payments were levelized over the 20‐
year term of the proposed agreements, 
payments would be about $62 per MWh.  
The scheduled online date for those 
projects is Dec. 31, 2016.   
28 | P a g e

The First Wind projects propose rates as 
low as $33 per MWh during light‐load hours 
to about $143 per MWh during heavy‐load 
hours. If levelized, the payments would be 
about $64 per MWh. The scheduled online 
date for the First Wind projects is Dec. 1, 
2016.     

Included in each contract is an integration 
charge the developer pays Idaho Power to 
cover the cost of integrating the energy into 
Idaho Power’s transmission and distribution 
system.  
Revenue from the sales of Renewable 
Energy Certificates associated with the 
projects would be split 50‐50 between the 
developer and Idaho Power.  

The proposed agreements allow for a 2 
percent deviation in estimated energy 
output before the price can be adjusted. A 
consistent deviation from the hourly energy 
generation estimates would be considered 
a material breach of the agreements.   

Project Location Size 20-year estimated
contract value
Mountain Home Solar
Case No. IPC-E-14-26
Elmore County 20 MW $81 million

Pocatello Solar 1
Case No. IPC-E-14-27
Power County 20 MW $75.6 million
Clark Solar 1
Case No. IPC-E-14-28
Elmore County 71 MW $250.75 million
Clark Solar 2
Case No. IPC-E-14-29
Elmore County 20 MW $69.85 million
Clark Solar 3
Case No. IPC-E-14-30
Elmore County 30 MW $103.6 million
Clark Solar 4
Case No. IPC-E-14-31
Elmore County 20 MW $68.15 million
Murphy Flat Power
Case No. IPC-E-14-32
Owyhee County 20 MW $68 million
Simco Solar
Case No. IPC-E-14-33
Elmore County 20 MW $68.7 million
American Falls Solar
Case No. IPC-E-14-34
Power County 20 MW $63.8 million
American Falls Solar II
Case No. IPC-E-14-35
Power County 20 MW $60.7 million
Orchard Ranch Solar
Case No. IPC-E-14-36
Ada County 20 MW $63.5 million

29 | P a g e

Parties negotiating solar integration charge

Case No. IPC‐E‐14‐18, Order No. 33173 

Nov. 6, 2014 – A technical hearing 
regarding Idaho Power Company’s 
application to implement a solar integration 
charge that had been scheduled for Nov. 
13, 2014, was vacated to allow an 
opportunity for parties to the case to enter 
into settlement negotiations.   

Parties include Idaho Public Utilities 
Commission staff, the Idaho Conservation 
League, the Snake River Alliance and the 
Sierra Club.   

The integration charge Idaho Power 
proposes would be assessed larger solar 
developers to compensate Idaho Power for 
costs it incurs to integrate solar output into 
its transmission and distribution system. 
This application does not impact residential 
or small‐commercial customers who have 
rooftop solar installations.     

Solar and wind generation is intermittent, 
meaning that that they vary in energy 
output depending on sun and wind 
conditions. That intermittency requires that 
Idaho Power have back‐up generation to 
ensure system reliability. Utilities must 
provide operating reserves from baseload 
(non‐intermittent) generation resources – 
such as a natural gas or hydro plant – that 
can be quickly ramped up or down to offset 
changes in generation from variable 
generation. Restricting the use of baseload 
resources to provide back‐up for 
intermittent generation results in higher 
power supply costs that are eventually 
passed on to customers, Idaho Power 
claims.     

To prevent customers from paying those 
costs, Idaho Power is proposing a solar 
integration charge that would be 
discounted from the amount the utility pays 
to solar developers.  

Idaho Power proposes charges that 
gradually increase as solar generation 
increases.  It proposes that developers pay 
about 40 cents per megawatt‐hour when 
there is 100 megawatts or fewer of solar 
generation on Idaho Power’s system. That 
cost increases to $1.50 per MWh when 
solar penetration is between 100 and 300 
MW; $2.80 per MWh at a solar penetration 
of between 300 and 500 MW; and $4.40 per 
MWh at a solar penetration of between 500 
and 700 MW. Those proposed amounts are 
for contracts signed this year and would 
gradually change during the length of the 
sales agreement.   

The rapid growth of wind development and 
solar potential “had led to the recognition 
that Idaho Power’s finite capability for 
integrating variable and intermittent 
generation is nearing its limit,” the 
company claims in its application.  “Even at 
the current level of wind generation ... 
dispatchable thermal and hydro generators 
are not always capable of providing the 
balancing reserves necessary to integrate 
30 | P a g e

variable generation,” the company claims. 
“This situation is expected to worsen as 
wind and solar penetration levels increase, 
particularly during periods of low customer 
demand.”   

Commission adopts updated expenses
developers pay to integrate wind into grid

Case No. IPC‐E‐13‐22, Order No. 33150 

Oct. 16, 2014 – The commission adopted 
updated rates to be charged wind 
developers who sell energy to Idaho Power 
Company to account for the utility’s 
expense of integrating the wind onto its 
distribution and transmission system. The 
commission also approved a new method 
for calculating the wind integration charge.   

“We find that the current mechanism for 
recovery of integration costs has resulted in 
under‐collection of the actual costs 
required to integrate wind onto Idaho 
Power’s system,” the commission said. That 
is not in the best interest of Idaho Power 
ratepayers because expense to integrate 
wind that is not paid by wind developers is 
borne by customers.   

In seeking the updated rates, Idaho Power 
said its ability to integrate wind into its 
system was nearing its limit.  The utility has 
about 678 megawatts of wind capacity on 
its system now, 505 MW of that coming  

online since 2010.  The integration rate has 
not been updated since 2007.   

The intermittency of wind forces Idaho 
Power to modify its system operations to 
ensure transmission grid reliability. The  

utility must provide reserves from other 
resources ‐‐ such as hydro or natural gas ‐‐ 
that can increase or decrease generation on 
short notice to offset changes in wind 
generation. The effect of having to use 
other resources as operating reserve 
restricts those same resources from being 
economically dispatched to their fullest 
capability, resulting in higher power supply 
costs passed on to customers. The federal 
Public Utility Regulatory Policies Act 
(PURPA) requires Idaho Power to buy the 
wind from qualifying renewable energy 
projects.  

Under the previous method, the wind 
integration charge was calculated by using a 
percentage of the avoided‐cost rate set by 
the commission. The avoided‐cost rate is 
the rate paid to renewable energy 
developers based on the cost the utility 
avoids by not having to generate the power 
itself or buy it from another source. 
31 | P a g e

However, Idaho Power claimed that basing 
the integration charge on the avoided‐cost 
rate has no relation to the actual costs of 
the additional reserves needed to integrate 
variable resources on its system.   

Under the new method approved by the 
commission, wind developers will pay a 
tariff rate that is not based on a percentage 
of avoided‐cost. Instead, the rate is 
established in a tariff that increases as the 
utility’s overall wind penetration level 
increases because costs increase as more 
wind is added to the system. However, an 
increase to the integration rate when wind 
generation hits specific thresholds is applied 
only to new projects as they sign on. The 
rate each developer pays is determined at 
the signing of the contract so that 
developers have certainty as to what they 
will pay over the term of what is typically a 
20‐year contract.  

For example, at the utility’s current wind 
penetration level of between 600 MW and 
700 MW, a developer of a project that signs 
in 2014 would pay an integration rate of 
$11.99 per megawatt‐hour. For a non‐
levelized contract, that rate increases to 
$21.03 per MWh through the contract’s end 
at 2033. The integration rate increases for 
new projects for every 100 MW of 
additional wind penetration up to 1,100 
MW.   

Intervenors representing the Renewable 
Northwest Project and the American Wind 
Energy Association said Idaho Power’s 
proposal results in rates that are too high 
because the method it uses to calculate its 
reserve requirement to accommodate wind 
results in a reserve three times greater than 
necessary. The intervenors said the utility is 
not using actual wind integration expense 
to calculate the integration rate, but instead 
is using costs associated with having to re‐
sell surplus wind energy that PURPA 
compels Idaho Power to buy even when the 
wind is not needed.    

The commission said the intervenors are 
not taking into account other costs the 
utility incurs because of PURPA’s must‐buy 
requirements. “We find that if a utility 
incurs additional operational costs as a 
result of having to balance intermittent, 
must‐take PURPA generation, those costs 
are reasonably classified as integration 
costs,” the commission said.  “It is also in 
accord with this commission’s position that 
PURPA transactions should not harm 
ratepayers.”

32 | P a g e

Electric rate adjustments

Commission OKs 1.7% annual adjustment increases,
but will open cases to further review PCA and FCA

Case No. IPC‐E‐14‐03, Order No. 33047 and Case No. IPC‐E‐14‐05, Order No. 33049 
June 2, 2014 – Rates increased slightly 
effective June 1 for Idaho Power Company 
customers as part of the utility’s Annual 
Adjustment Mechanism, which covers 
power expense and costs related to energy 
savings programs that change from year to 
year.   

The Annual Adjustment Mechanism is 
updated every June 1 and consists of two 
primary components, the Power Cost 
Adjustment (PCA) and the Fixed Cost 
Adjustment (FCA).  The adjustments can be 
an increase or decrease depending on 
circumstances.  

For a residential customer who uses the 
company’s average of 1,050 kilowatt‐hours 
per month, the increase to both 
adjustments will total about $1.77 per 
month, or about 1.7% above current rates.   

Power Cost Adjustment    

Since 1993, the PCA allows Idaho Power to 
adjust rates up or down to reflect that 
portion of costs that change every year due 
to factors largely beyond the company’s 
control.  Because about half of Idaho 
Power’s generation is from hydropower 
facilities, Idaho Power’s actual cost of 
providing electricity varies depending on  

changes in Snake River streamflows. Other 
costs that change each year are the market 
price of power, fuel costs, transmission 
costs for purchased power and the revenue 
it earns from selling surplus power.    

Power supply expenses for this PCA year 
(April 1, 2013 to March 31, 2014) were 
$27.1 million above the amount already 
collected from customers. To offset a larger 
increase, Idaho Power proposed to transfer 
$16.1 million of surplus funds in the Energy 
Efficiency Rider account toward the PCA, 
reducing the amount owed by customers to 
$11.1 million. The increase was offset 
further by $7.6 million allowed customers 
from a revenue sharing plan created by the 
company and the commission about five 
years ago. These steps reduced the overall 
PCA increase to 0.56% for residential 
customers. The average increase for all 
customer classes combined is 1.04%.   

The Idaho Conservation League opposed 
transferring energy efficiency rider funds to 
offset the PCA because it would mask true 
power costs and send an incorrect price 
signal to customers on the need to 
33 | P a g e

conserve. Other parties, such as the 
commission staff and the Industrial 
Customers of Idaho Power (ICIP), said the 
surplus rider funds should be used to offset 
the Energy Efficiency Rider on customer 
bills rather than the PCA.   

The commission said it normally expects 
Idaho Power to use rider funds for energy 
efficiency purposes, “But, as customers 
have noted, this year’s rate increase will 
cause a hardship for some customers.” 
Further, a reduction in the energy efficiency 
rider adds unnecessary complexity to the 
case, the commission said.  ICIP said the 
rider, now 4% of a customer’s billed 
amount, should be permanently reduced to 
3%.  The commission said that issue would 
need to be taken up in a separate docket.   

Less hydro generation and lower‐than‐
expected surplus sales were the primary 
causes of more power supply expense this 
year.  Idaho Power forecast 6.8 million 
megawatt‐hours of hydroelectric 
generation in the PCA year, but generated 
only 5.7 million MWhs through March.  
When there is less hydro generation, the 
utility must use more expensive resources 
to serve its customers.  In a normal year, 
Idaho Power gets 50.7% of its electricity 
from hydro generation. During the 2013‐14 
PCA year, the company claims it generated 
only 38.1% from hydro sources.     

Even though snowpack levels in the basins 
above Brownlee Reservoir have improved 
to near normal levels, reservoirs further 
upstream from Brownlee are at significantly 
lower than normal levels.   

Less hydro generation also resulted in 
lower‐than‐expected surplus sales.  Idaho 
Power anticipated $98.5 million in power 
sales, but realized only $66.8 million.  
Ninety‐five percent of the revenue from off‐
system sales is shared with customers and 
applied against the annual PCA.   

Commission staff raised concerns about 
some of the methods the company uses to 
compute the PCA deferral balance that staff 
said could have reduced the PCA by $14.2 
million.  Because the adjustment 
calculations are complex and the parties 
had little time to review them, the 
commission allowed the requested deferral 
amount. However, the commission will 
open a new case to allow all parties to more 
closely examine commission staff claims.   

The commission reminded customers 
frustrated by the rate increase that the PCA 
does not influence the company’s profits 
and can be used only to pay down already 
incurred power supply expense. The 
company’s normal power costs are already 
recovered in base rates. The PCA recovers 
only above‐normal costs the company 
incurs to provide power to its customers. If 
those variable expenses are below normal, 
customers get a one‐year credit. “The 
company is supposed to request only its 
actual power costs and the commission and 
its staff work to ensure that the company 
only recovers those actual power costs,” 
the commission said.     

The new PCA rate for residential customers 
will be, slightly less than a half‐cent per 
kilowatt‐hour at 0.485 cents.   

Fixed Cost Adjustment   

The FCA is designed to ensure Idaho Power 
recovers its fixed costs of delivering energy 
even when energy sales and revenue 
decline due to reduced consumption.  
34 | P a g e

Idaho Power PCA Over the Years

2003 – 18.9 percent decrease.  $81.3 million.  
2004 – No change.  $70.8 million. 
2005 – No change.  $73.1 million. 
2006 – 19.4 percent decrease.  $‐46.8 million credit.    
2007 – 14.5 percent increase.  $30.7 million.     
2008 – 10.7 percent increase.  $106 million.  
2009 – 10.2 percent increase.  $194 million.  
2010 – 6.5 percent decrease.  $41.9 million.    
2011 – 4.8 percent decrease.  $50.4 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.  
2013 – 15.3 percent increase.  $140 million.  
2014 – 1 percent increase, $27.1 million 

Before the FCA, Idaho Power did not have 
financial incentive to invest in energy 
efficiency because it lost revenue as 
consumption declined.  Even though 
consumption may decline, fixed costs to 
serve customers do not.  To remove that 
disincentive, the FCA was created to allow 
the utility to recoup its fixed costs.    

The FCA has helped make it possible for 
Idaho Power to create about 30 programs 
that increase efficiency and reduce demand 
on its system, especially during peak 
periods when demand is highest and most 
expensive to both company and customers.   

If the actual fixed costs recovered from 
customers by Idaho Power are less than the 
fixed costs authorized in the most recent 
rate case, residential and small‐commercial 
customers get a surcharge. If the company 
collects more in fixed costs than authorized, 
customers get a credit. Last year’s FCA was 
an average 27‐cent per month decrease.  
This year, the company proposed an 
increase in the FCA rate of about 1.2% for 
residential customers to 0.2913 cents per 
kWh, up from 0.177 cents. The rate for 
small‐business customers increases to 
0.3709 cents per kWh, up from 0.226 cents.   

As in the PCA case, commission staff and 
other parties found what they perceive to 
be flaws in the FCA mechanism. As a result, 
the commission will open a new case to 
investigate the issues raised. Among those 
are the way the FCA mechanism is 
calculated using averaged instead of actual 
weather conditions, using a median rather 
than an average number in customer 
counts, calculating the increase and the 3% 
cap on FCA increases using forecasted sales 
and revenues, and concern that residential 
and businesses classes may be subsidizing 
other customer classes.  

35 | P a g e

Commission staff said the FCA may no 
longer be serving its intended purpose. The 
company’s energy savings did grow rapidly 
during a 3‐year pilot phase for the FCA, 
peaking in 2010 before dramatically 
dropping off in 2013. Idaho Power said it 
continues to aggressively pursue savings 
programs and that customer participation 
was up in 2013. The decline in energy 
savings, the company claims, is due to a 
change in the way savings are measured.   

Idaho Power claims that opening a new 
case to examine the FCA mechanism is not 
necessary because the program received a 
review when the commission converted it 
from pilot to permanent status in 2013.   

The commission said making the program 
permanent did not mean it would not be 
subject to review. “When staff, other 
parties, or the commission have serious 
concerns that the FCA is not working as 
intended, or may be allowing the company 
to over‐recover its fixed costs to the 
detriment of customers ... a timely review is 
critical,” the commission said. “We will 
continue to monitor the FCA results each 
year. If these reviews suggest clearer, more 
equitable refinements of the FCA, we will 
not hesitate to implement them.”   

Idaho Power revenue sharing program extended five years

Case No. IPC‐E‐14‐14, Order No. 33149 

(Oct. 10, 2014) – The Commission approved 
a proposed settlement to extend for 
another five years a program that allows 
Idaho Power Company to use its 
accumulated investment tax credits to 
shore up its rate of return and also share 
revenue with customers when that return 
exceeds certain levels.  

The settlement was proposed by Idaho 
Power, commission staff and parties 
representing irrigation and industrial 
customers.   

The revenue sharing program, in place since 
2009, ensures the utility will meet at least a 
9.5% return on equity while, at the same 
time, sharing with customers portions of 
revenue earned beyond a 10% ROE.  The 
commission said the mechanism will 
provide customers an opportunity for 
future rate relief while also increasing the 
potential for rate stability.    

The program allows Idaho Power to 
accelerate up to $45 million in investment 
tax credits over a five‐year period, but no 
more than $25 million can be used in a 
single year. The tax credits may be used 
when the company’s return on equity falls 
below 9.5%.  If the return exceeds 10%, the 
company shares a portion of those 
revenues with customers. The program 
provides the company an opportunity to 
achieve earnings near its authorized rate of 
return in years when revenue from rates 
alone would not provide that same 
opportunity.     

Since the revenue sharing program began in 
2010, Idaho Power’s return on equity has 
not fallen below 9.5% so the tax credits 
36 | P a g e

have not been accelerated. However, 
customers were provided more than $93 
million in benefits under the revenue 
sharing provision either as a direct offset to 
rates or as an offset against future rates.   

Idaho Power receives income tax benefits 
based on the level of its capital investment 
in generation plant and other facilities. 
These accumulated deferred investment tax 
credits (ADITC) are typically spread over the 
book life of the associated plant investment 
– which can sometimes be 30 years or 
longer – and used to reduce income tax 
expense included in customer rates during 
that period.  As part of a 2011 moratorium 
on base rate increases, Idaho Power and 
other parties approved a settlement that 
allowed the utility to shore up its earnings 
by accelerating up to $45 million of 
investment tax credits.   

The extension of the mechanism proposes 
that if Idaho Power’s ROE is between 10% 
and 10.5%, customers will get 75% of the of 
the excess amount and the company would 
get 25%. The customers’ share would be 
provided in the form of a rate credit to the 
Power Cost Adjustment (PCA) which 
becomes effective every June 1.   

If earnings exceed 10.5%, three‐fourths 
would again be shared with customers and 
one‐fourth with the company. Fifty percent 
of the customer share would be applied 
against the PCA while the remaining 25% 
would be an offset to the amount 
customers contribute to the company’s 
pension balancing account.   

Up until the revenue sharing mechanism 
started in 2010, Idaho Power had not been 
able to earn its authorized rate of return for 
the previous decade in both its Idaho and 
Oregon jurisdictions.  Customers benefit 
even if there is not a revenue sharing, the 
company claims, because an ROE of 9.5% 
reduces the company’s cost of capital, 
which affects the rates customers pay. The 
positive ROE also improves the company’s 
access to working capital for short‐term 
financing needs.   

The company agreed to continue to make 
its year‐end earnings results available for 
audit by the commission staff and the 
settlement further provides that a copy of 
the audit report may also be made available 
to others parties to the settlement during 
the annual Power Cost Adjustment review. 
Those parties included Idaho Power, 
commission staff, the Idaho Irrigation 
Pumpers Association and the Industrial 
Customers of Idaho Power.   
37 | P a g e

Avista annual electric adjustment is an increase

Case No. AVU‐E‐14‐06, Order No. 33140 

Oct. 1, 2014 –  Electric rates for customers 
of Avista Utilities increase 4.2% effective 
Oct. 1, 2014.   

The variable portion of 
electric rates go up or down 
every year based on the 
previous year’s variable costs 
to serve customers.  

The annual Power Cost Adjustment (PCA) 
changes every year based on: 1) 
streamflows, 2) fuel costs, 3) the market 
price of power and 4) revenue and 
expenses related to contracts with power 
suppliers.  

During years when variable expenses are 
less than what is already included in rates, 
customers get a one‐year rate credit or 
decrease. During years when variable 
expenses are greater than anticipated, 
customers get a one‐year surcharge.  
Avista’s earnings, dividends to shareholders 
or employee salaries are not increased by 
the PCA or PGA. Variable electric supply 
expense is kept in a deferred account 
audited by the commission, to ensure the 
expenses were necessary to serve 
customers and used only to pay for power 
supply expense.  

While the PCA recovers variable costs of 
serving customers, fixed costs and some 
variable expense is included in base rates. 
Variable rates plus base rates make up the 
vast majority of customers’ overall rate.   

Avista’s PCA increase recovers $7.7 million 
in power supply expense needed to serve 
customers that is not already included in 
rates. Further, a $4.6 million 
credit that occurred as a result of 
last year’s PCA decrease expired 
this year.  For a residential 
customer who uses Avista’s 
average of 930 kWhs per month, 
an average monthly bill would increase by 
$3.76, from $81.88 to $85.64.  

More than half of the PCA amount is 
attributable to $4.1 million in power Avista 
had to provide to replace the power lost as 
a result of a forced outage at the Colstrip 
coal plant in eastern Montana from July 1, 
2013 to Jan. 22, 2014.   

Intervenors in the case, including 
Clearwater Paper Corporation and Idaho 
Forest Group LLC, said that portion of costs 
should not be included in the PCA, pointing 
to a 2004 commission order that denied 
Idaho Power Company recovery of all the 
expenses related to an outage at the Valmy 
coal plant in Nevada.   

However, the commission said the Valmy 
outage differed than the Colstrip incident. 
The undisputed evidence in that case 
showed that the Valmy outage was caused 
by an apparent failure to follow established 
safety procedures, a lack of proper 
supervision and poor communication, the 
commission said.  In contrast, a third‐party 
“Root Cause Analysis,” determined that the 
38 | P a g e

Colstrip outage could not have been 
avoided.  

Environmental groups, including the Snake 
River Alliance, Idaho Conservation League 
and Sierra Club, said the commission should 
take more time to do its own study to 
determine if the Root Cause Analysis is 
valid. However, the commission said that 
the independent study, plus discovery 
conducted by Clearwater Paper and the 
Idaho Forest Group, all determined that 
there is no evidence the company 
imprudently incurred the Colstrip 
replacement power costs.   

The environmental groups noted that this is 
the second major outage at the Colstrip unit 
in the last five years and questioned the 
wisdom of continued reliance on Colstrip 
coal. The commission said the extent to 
which Avista continues to rely on Colstrip is 
beyond the scope of the PCA proceeding. 
“The PCA is a cost tracker, and a PCA case 
narrowly focuses on whether a utility 
should increase or decrease its rates to 
reflect its tracked, actual power supply 
costs,” the commission said.   

Clearwater Paper argued it is paying more 
than what it costs Avista to serve it and 
proposed that $500,000 of its PCA charge 
be allocated to other customer classes. The 
commission denied Clearwater’s request, 
noting that the cost‐of‐service study to 
which Clearwater points is based on a 2012 
rate case and that an updated study could 
show different results.   

Other contributors to the PCA increase 
included:   

 The Palouse Wind project in eastern 
Washington came online during 
2013, adding $2.17 million to power 
supply expense.  
 A 19% increase in retail electric 
demand resulted in an additional 
$1.3 million in power supply 
expense. 
 Clearwater Paper in Lewiston chose 
to use its own generation, which 
reduced anticipated purchases from 
Avista by about $2.3 million.   

Commission adopts Avista rate settlement
that leaves current base rates in place until 2016

Case No. AVU‐E‐14‐05 
AVU‐G‐14‐01, Order No. 33130 

Sept. 19, 2014 – The Commission adopted a 
settlement of an Avista Utilities’ rate 
application that states the utility cannot 
increase electricity or natural gas base rates 
until Jan. 1, 2016, at the earliest.   

Two customer credits that expire on Jan. 1, 
2015 would have resulted in increases for 
both electric and natural gas customers, but 
39 | P a g e

the parties to the settlement proposed 
other means to make up for revenue lost 
due to the credits’ expiration.  A 
commission staff investigation said the 
settlement, rather than a fully litigated 
case, is in customers’ interest because 
Avista may have justified increases of about 
$3.5 million in increased electric revenue 
and $200,000 in natural gas revenue.   

A one‐time credit resulting from a previous 
agreement between Avista and the 
Bonneville Power Administration expires on 
Jan. 1, 2015, which would have resulted in a 
1.3% increase.  A second credit to natural 
gas customers also expires on Jan. 1, and 
that would have resulted in a 1.7% increase 
in natural gas rates. 

Those increases were eliminated by using 
funds from a revenue sharing program 
Avista has with its customers.  If the 
consolidated earnings from both Avista’s 
electric and natural gas sectors exceed 
9.8%, half those earnings are deferred to 
future credits for customers the following 
year.  If earnings are below 9.5%, Avista is 
allowed to apply previous years’ earnings’ 
deferral to move its earnings up to 9.5%.   

The settlement applies a portion of Avista’s 
2013 deferral for earnings above 9.8% ($3.2 
million) against the BPA credit expiration.  
The remaining $713,000 in customers’ 
share of 2013 earnings is proposed to be 
applied against Avista’s annual Power Cost 
Adjustment (PCA) now before the 
commission in a separate docket.    

The increase that would have occurred 
when the natural gas credit expires will be 
paid for by $440,000 in revenue sharing and 
from a $653,000 balance in the natural gas 
Energy Efficiency account.   

The settlement provides that 80% of 
expenses (up to $3.3 million) related to 
Avista’s new customer information system, 
Project Compass, be deferred until 2016. 
That deferral is due in part to the 
uncertainty of the in‐service date for the 
new billing and customer information 
system. The settlement also defers to 2016 
a three‐year amortization of $1.25 million 
($418,000 per year) of expenses related to 
operations of the Coyote Springs 2 natural 
gas plant near Boardman, Oregon and the 
Colstrip 3 and 4 coal generating plants in 
southeastern Montana.   

The settlement does not include increases 
that could come from Avista’s yearly PCA or 
Purchased Gas Cost Adjustment (PGA). The 
settlement includes only base rates that 
apply primarily to Avista’s fixed costs.  

Parties to the base rate settlement 
agreement include Avista, commission staff, 
the Clearwater Paper Association, Idaho 
Forest Group, the Idaho Conservation 
League, Snake River Alliance and the 
Community Action Partnership Association 
of Idaho (CAPAI), which represents 
customers on low‐ and fixed‐incomes.   

CAPAI said the settlement was in the best of 
low‐income customers and supported a 
requirement that interested parties meet 
before Oct. 14 to review Avista’s 
conservation programs for low‐income 
residential customers.   

The Snake River Alliance also supported the 
settlement but expressed concerns about 
opportunities for public participation when 
rate cases are settled rather than fully 
litigated. 
40 | P a g e

Rocky Mountain Power ECAM is a 2.6% decrease 

Case No. PAC‐E‐14‐01, Order No. 33008 

April 7, 2014 ‐‐ Rates for Rocky Mountain 
Power’s eastern Idaho customers decreased 
by an average 2.6 percent on April 1 as part 
of the utility’s 
annual Energy 
Cost Adjustment 
Mechanism 
(ECAM).   

The Energy Cost Adjustment appears as a 
separate line‐item on customer bills. The 
ECAM adjusts actual power supply expense 
from forecasted power supply expense. The 
ECAM must be adjusted annually because 
some of the cost Rocky Mountain Power 
incurs to provide energy to its customers 
vary from year to year. These include 
expenses for fuel and for power purchased 
from the wholesale market.  Also, the 
revenue the utility earns from its power 
sales changes annually.  Rocky Mountain 
forecasts what those amounts may be and 
includes that forecast in base rates.  
Because the forecast is never precisely 
correct, there is an annual true‐up of 
forecasted power supply expense to actual 
power expense. When the actual expense is 
greater than that included in base rates, 
customers get a one‐year surcharge. When 
actual power supply expense is less than 
anticipated, customers get a one‐year 
credit.   

This year, the Idaho Public Utilities 
Commission approved an ECAM deferral 
balance of $7 million that represents a 
surcharge for all tariff customers. However, 
the surcharge is less than last year’s 
surcharge meaning customers will be 
assessed about 2.6 percent less than the 
amount previously collected. Also approved 
are deferrals for 
large‐contract 
customer Monsanto 
of $4.9 million and 
for Agrium of 
$400,000.  They will receive 1.6 percent and 
2 percent ECAM increases respectively.  
None of the money collected in the ECAM 
can be used to increase Rocky Mountain 
Power’s earnings.  The ECAM is kept in a 
deferred account audited by the 
commission and used only to pay power 
supply expense not already included in base 
rates.   

The total deferral balance approved by the 
commission of $12.23 million is less than 
the company’s originally proposed $13.2 
million, resulting in rates lower than those 
proposed by the company.  This is the third 
consecutive year the ECAM is either no 
change or a decrease for tariff customers.   

The largest factor driving power supply 
costs down was reduced natural gas 
expense of 18 percent.  That fuel price 
decrease moderated increases in other 
power supply expense categories including: 

 A 41 percent decrease in revenue 
from wholesale power sales, largely 
due to the fact that wholesale 
market prices were 12 percent 
lower.  Ninety‐percent of the 
41 | P a g e

revenue from wholesale power 
market sales is shared with 
customers, while the company 
retains 10 percent.  The utility can 
sell into the wholesale market only 
when the company is generating 
surplus power after having met 
customer demand;   

 A 9 percent increase in purchased 
power expense;   

 An 11 percent increase in fuel 
expense related to servicing the 
utility’s coal plants;   

 A significant decline in revenue from 
the utility’s sales of Renewable 
Energy Certificates (RECs).  The 
company fell far short of its 
forecasted REC sales of $6.5 million, 
realizing only $1.3 million due to 
REC market prices being significantly 
lower.   

The commission also directed Rocky 
Mountain Power, commission staff and 
Monsanto to participate in workshops to 
resolve an issue over how the “wholesale 
line loss adjustment” is calculated.  As 
power is transported over the utility’s 
transmission lines, there is always some line 
loss.  The adjustment determines how much 
of the associated cost should be allocated 
to the utility’s Idaho customers. The parties 
differ over their interpretation of past 
commission orders as to how the wholesale 
line adjustment is applied.   

Energy Cost Adjustment Mechanism 2010-14 for Tariff Customers

Year Approved Power Supply Expense ECAM charge Net change

2010 $2 million 0.10 cents/kWh

2011 $10.4 million 0.57 cents/kWh 5.8% increase

2012 $13 million* 0.57 cents/ kWh No change

2013 $15.8 million* 0.57/cents/kWh No change

2014 $12.2 million 0.32 cents/kWh 2.6% decrease

*While overall power supply expense increased in both 2012 and 2013, the increased costs were
allocated to Rocky Mountain Power’s contract customers, Monsanto and Agrium, and not to
tariff customers.

42 | P a g e

Rocky Mountain customers to get one‐time 
credit from efficiency service over‐collection 

Case No. PAC‐E‐13‐15, Order No. 32967 

January 24, 2014 – The Commission 
approved a Rocky Mountain Power 
application to issue a one‐time credit to 
customers of the eastern Idaho utility due 
to an over‐collection in an account that 
pays for energy efficiency programs.   

Customers pay a “Customer Efficiency 
Services” charge of 2.1 percent of their total 
billed amount every month.  Heavy summer 
loads during 2012 and 2013 resulted in 
higher than forecasted revenues in that 
account. The commission granted the 
utility’s request to issue a one‐time refund 
to customers that will be about $8.32 for 
the average residential customer.  The 
amount of the credit will vary depending on 
the amount of energy use. The credit will be 
applied against either the February or 
March bill depending on each customer’s 
billing cycle.   

The money collected in the rider account 
can go only toward funding cost‐effective 
programs that increase energy efficiency. If 
the account collects significantly more than 
the company anticipated, it must either 
reduce the rider or refund customers.  The 
rider has already been reduced from a high 
of 4.72 percent in 2010 to 2.1 percent 
today.  

The one‐time credit will not impact Rocky 
Mountain’s future expenditures in 
efficiency programs. Rocky Mountain 
anticipates that efficiency expenses will be 
remain constant this year with a forecasted 
increase in 2015.   

The programs funded by the rider are 
designed to delay or eliminate the need for 
the utility to build new generation.  All of 
the programs funded by the Customer 
Efficiency Services rider must pass cost‐
effectiveness tests that show customers 
would be paying more for electricity if the 
programs were not in place.  

Rocky Mountain Power is surpassing its 
goals for energy efficiency. In 2012, the goal 
was to reach 8.5 million kilowatt‐hours of 
savings and the company attained 10.54 
million kWhs.  As of September 30, 2013, 
the company had achieved 11.47 million 
kWhs of savings, already surpassing 2012 
totals.   

43 | P a g e

Demand‐Side Resource Issues

2012 DSM: Idaho Power energy efficiency
expense determined ‘prudent’ by commission

But commission concerned about possible “retreat” from DSM

Case No. IPC‐E‐13‐08, Order No. 32953 

(January 7, 2014) – The Commission 
determined that the vast majority of the 
$46.35 million that Idaho Power Company 
spent on energy efficiency and demand‐
response programs during 2012 was 
prudently incurred, but at the same time, 
directed Idaho Power to address 
perceptions that the utility is “retreating” 
from its commitment to programs that 
reduce electric demand.   

The Commission 
determined that 
$46,092,000 of the 
$46,356,000 the company spent on the 
energy savings programs was prudently 
incurred, meaning they can be included as 
expense to be recovered through the 4 
percent Energy Efficiency Rider or through 
the annual Power Cost Adjustment set 
every June 1. The commission’s annual 
prudency review of these programs does 
not immediately impact customer rates.  

Idaho Power has 15 energy efficiency 
programs, two energy efficiency education 
programs and three demand‐response 
programs, all of which are reviewed to 
determine cost‐effectiveness. The programs 
must pass three cost‐effectiveness tests to 
ensure that the cost of the programs does 
not exceed the benefit. One of the tests, 
the Total Resource Cost test, must show 
that all customers benefit from the 
programs, not just those who directly 
participate in them.   

While the commission approved nearly all 
of the expense as prudently incurred, it 
took notice of Idaho Power’s decisions 
during 2013 to temporarily curtail the air 
conditioner cycling and irrigation load 
control programs and the decision to 
discontinue participation in regional 
energy conservation efforts. “We 
are concerned that the company’s 
recent actions have fostered a 
stakeholder perception that the company is 
retreating from its DSM (demand‐side 
management) commitments,” the 
commission said.   

The commission is concerned that some of 
these decisions were made without 
adequate input from Idaho Power’s Energy 
Efficiency Advisory Group, which includes 
stakeholders from customer and 
environmental sectors.  “Based on the 
record in this case, we remain concerned 
that the company does not fully utilize the 
EEAG and proactively and collaboratively 
involve the EEAG in DSM‐related decisions,” 
the commission said. It directed the 
company to file a report before the end of 
44 | P a g e

February outlining the company’s 
perspective on the EEAG’s purpose and 
value, whether or not it is working and how 
it could be improved.  

The air conditioner cycling and irrigation 
load control programs have been resumed 
for the 2014 summer season after the 
commission, company and interested 
parties agreed on revisions to make the 
programs more cost effective.  

 In late 2012, Idaho Power said it was 
pulling out of the regional Northwest 
Energy Efficiency Alliance (NEEA) after the 
contract between the two expires later this 
year.  Idaho Power also declined to help 
fund research efforts at the CAES Energy 
Efficiency Research Institute (CEERI). CAES is 
the Center for Advanced Energy Studies, 
headquartered in Idaho Falls.   Idaho Power 
said it declined to fund the research 
because it could not agree with the 
participating universities about publication 
rights associated with the research.  The 
commission said Idaho Power’s decisions 
regarding NEEA and CEERI may have merit, 
but the company should have consulted 
with EEAG in reaching those decisions.  

Idaho Power’s 15 energy efficiency 
programs are funded primarily through a 4 
percent Energy Efficiency Rider on customer 
bills. An energy‐efficiency program is one in 
which less energy is used to perform the 
same function. Idaho Power said it spent 
about $31.8 million on energy efficiency 
programs and that those programs 
provided 170,228 megawatt‐hours in 
energy savings during 2012.  Some of Idaho 
Power’s energy efficiency programs include 
offering customer rebates for increased use 
of heating and cooling efficiencies and 
energy efficient lighting and appliances as 
wells as creating efficiencies in commercial 
and industrial buildings. 

Expenses related to Idaho Power’s three 
demand‐response programs are included in 
the annual Power Cost Adjustment.  A 
demand‐response program is one that 
shifts energy use to non‐peak times of day, 
reducing demand on a utility’s generation 
system. Idaho Power incurred nearly $14.5 
million in expense for those programs and, 
according to Idaho Power, provided about 
438 MW of capacity during 2012.  One 
megawatt is enough power to energize 
about 650 average‐sized homes.  Demand‐
response programs included one that 
credits irrigators for shifting use of their 
irrigation systems to non‐peak periods of 
the day and an air conditioner cycling 
program that offers residential customers a 
monthly credit for agreeing to let the utility 
remotely cycle their air conditioning during 
the summer months.   

2013 DSM: Idaho Power expenditures
toward conservation programs are prudent

Case No. IPC‐E‐14‐04,  Order No. 33161 

(Nov. 13, 2014) – The Commission 
determined that Idaho Power’s $26 million 
of investment in demand response 
programs during 2013 was prudently 
incurred.  The programs are primarily 
45 | P a g e

funded through a 4 percent Energy 
Efficiency Rider on customer bills.    

Idaho Power’s 18 energy efficiency 
programs and educational initiatives 
contributed toward an estimated 107,284 
megawatt‐hours in energy savings during 
2013. One demand‐response program 
resulted in a 48‐megawatt reduction in 
demand on Idaho Power’s generation 
system. (An energy‐efficiency program is 
one in which less energy is used to perform 
the same function. A demand‐response 
program is one that shifts use to non‐peak 
times of day, reducing demand on a utility’s 
generation system. Combined, all these 
programs are called Demand Side 
Management programs, or DSM.)   

While the commission said the company’s 
expenditures were prudently incurred, it 
withheld judgment on claims by 
commission staff, the Idaho Conservation 
League and the Industrial Customers of 
Idaho Power that the company’s 
commitment to DSM “seems to be waning,” 
and it allegedly does not do enough to 
market the programs to customers.     

The commission chose to rule on the 
prudency issue alone, determining that the 
other issues raised are significant enough to 
warrant a more in‐depth review before 
Idaho Power submits its next Integrated 
Resource Plan filing. That plan, filed every 
two years, lays out how the company will 
meet customer demand over the next 10 
and 20 years.   

The company’s energy savings and demand 
reduction are down from the 2012 totals of 
170,220 MWh in energy efficiency savings 
and 438 MW in demand response. Idaho 
Power says part of that reduction is 
attributable to third‐party evaluators’ more 
stringent methods of measuring the 
programs to determine their effectiveness 
and due to the one‐year suspension of two 
demand‐response programs.  Further, the 
company notes, customer participation is 
up even though actual energy savings are 
down.  

“The commission is cognizant of the recent 
decline in energy savings ... and notes that 
Idaho Power issues a strong rebuttal of 
these claims, offering several reasons to 
explain the recent decline in its DSM 
expenditures and a defense of its marketing 
efforts,” the commission said. “We are 
encouraged that the reply comments seem 
to demonstrate the company’s renewed 
interest in procuring all cost‐effective 
DSM.”   

Some of Idaho Power’s energy efficiency 
programs include offering rebates to 
customers for increased use of heating and 
cooling efficiencies, energy efficient lighting 
and creating efficiencies in commercial and 
industrial buildings. The one demand‐
response program used during 2013, called 
Flex Peak, allows large commercial and 
industrial customers to reduce their electric 
loads for short periods during peak summer 
days.   The demand‐response programs 
suspended were a residential air 
conditioner cycling program and an 
irrigation control program that allowed 
volunteer customers to shift some air 
conditioning and irrigation to non‐peak 
periods of the day. Both those programs 
have been renewed but with changes to 
make them more cost‐effective.  

46 | P a g e

Avista Utilities’ expense to implement
efficiency programs declared prudent

Case Nos. AVU‐E‐13‐09, Order No. 33009 

(April 11, 2014) – The Commission 
determined that Avista Utilities’ prudently 
incurred $25.17 million in expense related 
to its electric and gas efficiency programs 
during 2010‐12.   

The commission’s finding means those 
expenses can be included in the electric 
rider of 0.245 cents per kilowatt‐hour on 
customer electric bills. The gas rider is 
temporarily zeroed out because low natural 
gas prices render the expense related to the 
gas efficiency programs less prudent.  The 
prudency finding does not impact customer 
rates.   

The electric efficiency programs provided 
more than 109,100 megawatt‐hours of 
savings during 2010‐12.  Natural gas 
efficiency programs resulted in 950,822 
therms not being used.   

The commission determined that $25.17 
million of the $25.4 million the company 
spent on energy and natural gas efficiency 
programs was prudently incurred.   

The 30 programs funded by the rider must 
pass cost‐effectiveness tests that 
demonstrate all customers benefit, not just 
those who participate in the programs.   

One test, the Total Resource Cost test, 
measures whether the total costs in Avista’s 
north Idaho service territory decrease as a 
result of the programs. That test showed 
that for 
every $1 
invested in 
the 
programs, 
the benefit to all customers is $1.91.  

Some of the programs for residential 
customers include financial incentives for 
installation of high‐efficiency equipment, 
compact fluorescent lamps, refrigerator 
recycling, weatherization, and electric‐to‐
natural gas conversions. Commercial and 
industrial customers who participate can 
take advantage of customized, site‐specific 
programs.   

The commission did not include about 
$100,000 Avista paid the state Department 
of Energy Resources for efficiency projects 
at schools because Avista paid the 
incentives without verifying that the 
efficiency measures had been installed and 
without receiving contractor receipts or 
invoices to confirm the purchases and labor 
associated with the projects.  The 
commission believes the efficiency 
measures were purchased and installed and 
will allow those expenses to be included in 
the prudency determination once 
verification is provided. The commission 
also didn’t include $14,120 paid to Lewis 
Clark State College for the same reasons.   
The commission also said Idaho customers 
should not have to pay for more frequent 
third‐party evaluation required by 
Washington state, also part of Avista’s 
service territory.  Although the evaluations 
47 | P a g e

provide some benefit to Idaho customers, 
Avista agreed to shift about $100,000 from 
the Idaho rider to the Washington rider.  
The commission also encouraged Avista to 
abide by the 50 percent cap on site‐specific 
efficiency projects’ cost and to more 
carefully manage its labor costs related to 
all the efficiency programs’ 
implementation.   
Overall, the commission expressed 
satisfaction with Avista’s management of 
the programs, which provide cost benefits 
to customers.  “Like commission staff and 
the Idaho Conservation League, we applaud 
Avista’s longstanding ‘top down’ 
commitment to demand‐side management 
and stakeholder involvement in energy 
efficiency issues,” the commission said.    

Rocky Mountain prudency application is for
$26 million in demand‐side resource expense

Case No. PAC‐E‐14‐07, Order No. 33122 

 (Oct. 24, 2014) – Rocky Mountain Power’s 
application for a prudency determination 
on nearly $26 million of the company’s 
investment in demand‐side management 
(DSM) programs during 2010‐13 was not 
completed when this report was prepared.  

DSM generally refers to utility activities and 
programs that encourage customers (the 
“demand” side as opposed to the 
“generation” side) to use less energy or 
shift use away from peak hours, thus 
reducing demand on Rocky Mountain’s 
generation system. Customers pay for the 
programs through a rider that appears on 
customer bills as “Customer Efficiency 
Services.”  The rider is currently set at 2.1% 
of a customer’s monthly billed amount.   

The Commission’s prudency review is to 
determine if the funds invested in demand‐
side programs were reasonable and 
beneficial to customers.  

Rocky Mountain Power claims the programs 
saved the utility 11,963 megawatt hours in  
2010; 8,688 MWh in 2011; 11,420 MWh in 
2012 and 18,324 MWh during 2013.  That 
reduced consumption reduces power 
supply expense for all customers and 
eliminates or delays the need to build new 
generating facilities.   

Three of the programs are available to 
residential customers.  “Home Energy 
Saver” provides products and services such 
as attic insulation and floor insulation, 
energy efficient windows, CFL lighting and 
other services.  “Refrigerator Recycling” 
offers customers rebates for removal and 
recycling of inefficient refrigerators and 
freezers.  “Low Income Weatherization” 
provides energy efficiency services to 
residential customers meeting income 
guidelines.   

Three other programs target commercial, 
industrial and agricultural customers.  These 
include “FinAnswer Express” to help 
commercial and industrial customers 
48 | P a g e

improve the efficiency of their lighting, 
HVAC, electric motors, building envelopes 
and other equipment. “Energy FinAnswer” 
is available to commercial and industrial 
customers in excess of 20,000 square‐feet 
and includes incentives for improvements 
to HVAC systems, motors, refrigeration, 
lighting and other equipment.  “Agricultural 
Energy Services” is designed to improve 
overall efficiency of irrigation systems. A 
final program for qualifying volunteer 
irrigation customers offers financial 
incentives to irrigators if they irrigate during 
non‐peak hours.  

Rocky Mountain reports that five of the 
programs were cost‐effective in all years, 
one during two of the three years and 
another, Low Income Weatherization was 
not cost‐effective during the three‐year 
period. The company says it has taken 
action to improve the cost‐effectiveness of 
that program.   

Rocky Mountain Power, a division of 
PacifiCorp, serves 73,500 customers in 
eastern Idaho.   

49 | P a g e

Other electric issues

Commission adopts tariff revisions
to accommodate industrial expansions

Case No. IPC‐E‐14‐01, Order No. 32982 

(March 3, 2014) ‐‐ Large industrial 
customers of Idaho Power Company who 
must pay for new substation or 
transmission facilities to serve their 
increased electric load may receive upfront 
credits for each year up to five years to help 
them meet the expense of the expanded 
facilities.   

The Commission approved a revision to 
Idaho Power’s tariff for industrial customers 
that will make it more affordable for 
industrial customers requiring Idaho Power 
to upgrade transmission or substation 
facilities needed to serve one customer.  

Builders of residential and commercial 
developments already receive an allowance 
under the “Rule H tariff” to help pay for 
distribution‐related line extensions. The 
cost of new or expanded facilities is 
typically shared between the new customer 
and the utility, lowering the cost barrier 
customers face when seeking new or 
additional line extensions. The allowance 
makes it possible for the amount of upfront 
charges to be paid by the customer to be 
reduced by permitting the utility to collect a 
portion of the expense over time.     

When Glanbia Foods, Inc., a Gooding 
cheese plant, applied for a Rule H allowance 
last year, Idaho Power claimed the 
allowance applied to only distribution 
voltage equipment, not new substations or 
high‐voltage transmission lines. Glanbia is 
funding $8.3 million in Idaho Power facility 
improvements ($4.5 million for a 10‐mile 
transmission line and $3.8 million for a 
substation) and increasing its annual power 
bill to Idaho Power by about $7 million.   

Glanbia requested an allowance of $2.3 
million and also asked for entitlement to 
future potential “vested interest” 
payments. Vested interest payments are 
provided the party that paid for the initial 
expansion as new customers who are using 
the same facilities are later added.   

In the Glanbia case (IPC‐E‐13‐09), the 
commission eventually approved an 
allowance of $1.25 million using a formula 
allowing it $65,734 per megawatt of the 
plant’s projected load of 19 MW. The 
commission also allowed vested interest 
payments to be directed to Glanbia if new 
customers connect to the Glanbia property 
substation facilities within the next five 
years.   

As a result of the Glanbia case, the 
commission directed Idaho Power to 
propose a substation and transmission 
allowance and vested interest provision for 
large industrial customers.   

50 | P a g e

In this case, the commission adopted Idaho 
Power’s proposed allowance of up to 
$65,480 per MW multiplied by the 
customer’s projected increase in load for 
each year up to five years. If the load used 
by the new customer decreases, it would 
receive less of an allowance.   The tariff 
revision is effective immediately.   

Commission OKs Idaho Power sales agreement
with Bannock County landfill‐to‐gas plant

Case No. IPC‐E‐13‐24, Order No. 32986
(March 3, 2014) ‐‐ The Commission 
approved a 20‐year sales agreement 
between Idaho Power Company and 
Bannock County’s landfill‐to‐gas energy 
plant near Pocatello.   
Bannock County plans to initially install a 
1.6‐megawatt generation unit and then 
install another 1.6‐MW unit within five 
years. The scheduled operation date for the 
first phase is May 1.   
The Bannock County facility qualifies under 
the provisions of the Public Utility 
Regulatory Policies Act of 1978, or PURPA.  
The act requires that electric utilities offer 
to buy power produced from qualifying 
small‐power producers. The rate to be paid 
small‐power producers is determined by 
the commission and is called an “avoided‐
cost rate” because it is to be equal to the 
cost the electric utility avoids if it would 
have had to generate the power itself or 
purchase it from another source.   
The agreement includes “non‐levelized” 
payments from Idaho Power to Bannock 
County that gradually increase throughout 
the life of the contract.  Beginning this year, 
the avoided‐cost rate for projects of this 
type is $42.35 per megawatt‐hour, though 
that amount is adjusted slightly downward 
during light‐load hours of the day and 
season and upward during heavy‐load 
hours and seasons. In 2033, at the end of 
the contract, the price would be $99.72 per 
MWh.  

Commission returns contract dispute
back to Idaho Power and Simplot to resolve

Case No. IPC‐E‐13‐23, Order No. 33038 

(May 21, 2014) ‐‐ The Commission denied a 
proposed contract between Idaho Power 
Company and one its largest customers, the 
J.R. Simplot Company’s new potato 
processing plant in Caldwell, until the two 
parties can resolve disputes over liability 
and price.   

The plant will require enough energy, in 
excess of 20,000 kilowatts, to place it in a 
51 | P a g e

customer class that requires a special 
contract with Idaho Power for power 
delivery.  Simplot objects to Idaho Power 
language that places limits on both parties’ 
direct liability and waives damages for 
indirect or consequential liability.   Further, 
Simplot maintains the formula Idaho Power 
uses to calculate the rate Simplot would pay 
Idaho Power is outdated.   

Idaho Power argues that limits on liability 
are needed to protect customers.  “Today, 
the electric grid faces a variety of challenges 
to maintaining its reliability, from 
integrating increasing amounts of 
intermittent generation to acts of 
sabotage,” the utility claims. “The grid’s 
technological complexity results in potential 
service failures unrelated to human error. In 
light of this complexity, it is very difficult for 
a jury to distinguish between human error, 
negligence and failures of technology 
beyond Idaho Power’s control.” Idaho 
Power claims the liability limits protect the 
utility and customers from catastrophic 
loss.   
Simplot argues that previous Idaho 
Supreme Court decisions have held that 
public utilities should not be immune from 
damage claims because customers cannot 
choose between competing suppliers of 
electric power and are, thus, “compelled to 
rely absolutely on the care and diligence of 
the company in the transmission of power. 
Idaho Power’s proposed exculpatory 
language shielding it from virtually all 
liability is a violation of the public trust 
under which it serves.”   

In an order issued this week, the 
commission said exempting a public utility 
from the consequences of negligent 
conduct when the utility is charged with a 
public duty is not reasonable.  “Idaho Power 
cannot abrogate its general duty to exercise 
reasonable care in operating its system to 
avoid unreasonable risks of harm to its 
customers.”   

However, while the commission said limits 
on “intentional tortious conduct or gross 
negligence” are not in the public interest, it 
is reasonable to consider limits on liability 
to an agreed‐upon amount for a non‐willful 
breach of duty.    

Regarding the rate Simplot would pay Idaho 
Power, the utility proposed about 4.24 
cents per kWh. Simplot proposed about 
3.94 cents per kWh. Commission staff 
proposed using an average of rates charged 
all Idaho Power’s special contract 
customers.   
The commission rejected the staff’s 
averaging proposal and said a rate could be 
determined by using Idaho Power’s most 
recent cost‐of‐service study as a starting 
point for negotiation.   

The commission directed the parties to 
renegotiate those portions of the proposed 
contract regarding liability and price based 
on the commission’s findings in this week’s 
order.  The final proposed contract must 
still be approved by the commission.   

52 | P a g e

Commission approves Avista stock issuance
to allow purchase of Alaska energy company

Case No. AVU‐U‐13‐01, Order No. 32991 

(March 12, 2014) ‐‐ The Commission 
approved an Avista Utilities application to 
issue up to 7,250,000 shares of common 
stock to fund Avista’s purchase of Alaska 
Energy and Resources Company.   

AERC includes Alaska Electric Light and 
Power, which serves about 16,000 
customers in Juneau and the surrounding 
borough.  It is the oldest and largest 
investor‐owned utility in Alaska.  In addition 
to the electric utility, AERC also owns AJT 
Mining Subsidiary, a mining company that is 
currently inactive.   

When the transaction closes, expected by 
July 1, AERC will become a wholly owned 
subsidiary of Avista, headquartered in 
Spokane. The transaction will not affect 
rates for Avista’s 125,000 customers in 
north Idaho.   

The commission’s order specifies that Avista 
maintain its own operating books, records 
and subaccounts separate from AERC 
records and that Idaho commission staff 
have access to all books and records related 
to the transaction. Avista must also exclude 
any costs related to the merger from 
Avista’s Idaho customers and file status 
reports with the commission regarding any 
pertinent quarterly financial information.    

Avista reports that the purchase price at 
closing will be about $170 million, funded 
through the issuance of Avista common 
stock to the shareholders of AERC.   

In 2012, Alaska Electric Light and Power had 
annual revenues of $42 million and 60 full‐
time employees. The utility has a firm retail 
peak load of 80 megawatts, nearly all of 
that generated by hydroelectric plants.  

PUC accepts Avista Utilities’ growth plan

Case No. AVU‐E‐13‐07, Order No. 32997 

(March 26, 2014) – The Commission 
accepted a long‐range growth plan 
submitted by Avista Utilities, which serves 
about 125,000 electric customers in 
northern Idaho.   

The Commission requires regulated electric 
and gas utilities to file an Integrated 
Resource Plan (IRP) every two years 
outlining how they anticipate meeting load 
growth over the next 20 years in the most 
cost‐effective manner.     

Avista has reduced its load‐growth 
projections, from a forecasted 1.6 percent 
growth to 1.1 percent. That reduced growth 
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.     
53 | P a g e

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, 
Avista’s IRP calls for the addition of an 83‐
MW simple‐cycle combustion turbine 
natural gas plant in 2019.  To meet growth 
beyond 2020, the plan calls for another 83‐
MW simple‐cycle CT in 2023 and a 270‐MW 
combined‐cycle CT in 2026.  Another 50‐
MW simple‐cycle natural gas plant is 
anticipated for 2032.   

Costs related to greenhouse gas emissions 
have been removed for the first time since 
Avista’s 2007 plan. “Based on current 
legislative priorities and the President’s 
Climate Action Plan, a national greenhouse 
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 potentially new 
environmental regulations. Avista’s current 
thermal resources include five natural gas 
plants, a wood‐waste biomass facility, and 
222 MW from part ownership of two units 
of the Colstrip coal plant in eastern 
Montana.   

Environmental organizations say costs 
related to the Environmental Protection 
Agency’s potential greenhouse gas 
regulations should not be removed. 
Further, the Sierra Club and the Montana 
Environmental Information Center claim the 
plan does not fully address the risks 
associated with the Colstrip coal plant and 
overestimates the cost of alternative 
resources to the Colstrip coal.  The groups 
contend their appeal of the EPA’s regional 
haze decision could cost Colstrip owners 
more than $100 million if the appeal is 
successful.  Avista has 15 percent 
ownership of the Colstrip plant.  Majority 
owner PPL Montana has announced plans 
to divest its interest in the plant.   

The Snake River Alliance claims Avista is 
over‐reliant on natural gas resources, 
exposing ratepayers to gas price volatility 
and uncertain supply.  The SRA claims the 
utility’s reliance on increased natural gas 
generation and only 19 megawatts from 
demand‐reduction programs does not 
reflect a serious effort to reduce carbon 
emissions.  Avista responds by saying its 
2013 IRP is the first time that demand 
reduction programs pass cost‐effectiveness 
tests and that the utility plans to study 
expanding its demand‐response programs 
as part of its 2015 IRP.   

In addition to its demand‐reduction 
programs geared primarily to commercial 
and industrial customers, Avista’s energy 
efficiency programs1 currently decrease the 
utility’s energy requirements by about 10 
percent, or 125 average megawatts.  Absent 
energy efficiency programs, Avista would be 
resource‐deficient earlier than 2020.  The 
company expects to achieve another 164 

1 Energy efficiency is using the same appliance or 
service to use less electricity (CFL lightbulb). Demand 
response is altering customer behavior in response 
to peak situations such as delaying consumption to 
non‐peak periods, thereby reducing demand on an 
electric utility’s generation.  
54 | P a g e

aMW in energy efficiency over the next 20 
years.   

Avista said it invited more than 120 
representatives from 45 organizations to 
meetings seeking input on the IRP and that 
the environmental groups who expressed 
concerns in this case did not materially 
participate or express concerns until filing 
their comments.   

In its order, the commission encouraged the 
environmental and other interested groups 
to participate in the 2015 IRP process. The 
commission said it expects Avista to, 
“monitor federal developments, such as the 
promulgation of federal environmental 
regulations, and to account for their impact 
in its resource planning.”   

“As always, our acceptance of the 
company’s IRP should not be interpreted as 
an endorsement of any particular element 
of the plan or any proposed resource 
acquisition contained in the plan,” the 
commission said. “By accepting the 
company’s filing, we acknowledge only the 
company’s ongoing planning process, not 
the conclusions or results reached through 
that process.”   

55 | P a g e

Idaho Natural Gas Utilities

Consumption increasing, but prices declining 
Natural gas is supplied to Idaho customers by three 
utilities (i.e., Intermountain Gas, Avista 
Corporation, and Questar Gas) and two large 
transmission pipelines (i.e., Williams Northwest 
Pipeline in southern Idaho and TransCanada Gas 
Transmission Northwest (GTN) System in northern 
Idaho).   Natural gas supplies in the Northwest are 
primarily split between two basins: the Western 
Canadian Sedimentary Basin (WCSB) and the U.S. 
Rocky Mountain Basin.  
Idaho residents and industries continue to benefit from low natural gas prices and ample 
supplies.  Data compiled by the Energy Information Administration (EIA) shows a continuing 
decline in residential and City gate2 prices. 

Natural gas is used primarily by residential, commercial and industrial customers and for 
electric generation.  EIA data shows that natural gas consumption for electric generation 
increased significantly in Idaho between 2012 and 2013,3 and is anticipated to continue 

2 City gate is defined as a point or measuring station from which a local distribution company (LDC) receives gas
from a natural gas pipeline company or transmission system.
3 http://www.eia.gov/dnav/ng/ng_pri_sum_dcu_SID_a.htm
56 | P a g e

increasing according to the Northwest Gas Association.  Residential and commercial is expected 
to be characterized by modest but steady growth.4   
Idaho Natural Gas Consumption by End Users (million cubic feet)5 
2012 2013 % Change 
% by End Use 
(2013) 
Pipeline and Distribution 
Use 5730 5940 3.7% 5.7% 
Residential 23924 27370 14.4% 26.2% 
Commercial 15838 18485 16.7% 17.7% 
Industrial 29781 27997  ‐6.0% 26.8% 
Vehicle Fuel 132 148 12.1% 0.1% 
Electric Power 13599 24594 80.9% 23.5% 
Total 89004 104534 17.4% 100% 

EIA’s national short‐term energy outlooks for 2014‐2015 on natural gas include: 
 Consumption ‐ Average 73.2 Bcf/d in 2014 (an increase of 2.2% from 2013); growth in 
industrial sector and electric power sector consumption (i.e., from 22.0 Bcf/d to 22.7 
Bcf/d) will offset lower residential consumption in 2015. 
 Production and Trade ‐ Natural gas production is expected to grow 4.8% in 2014 and 
2.3% in 2015.  Domestic production is expected to continue to increase, causing 
downward pressure on natural gas imports from Canada.  Low gas prices are also 

4 http://www.nwga.org/wp-content/uploads/2014/05/GasOutlook2014REV_WEB-copy.pdf
5 EIA, 2014: http://www.eia.gov/dnav/ng/ng_cons_sum_dcu_SID_a.htm
57 | P a g e

expected to spur exports to Mexico, due to a growing demand from Mexico's electric 
power sector and flat production.  
 Inventories ‐ Working inventories totaled 3,571 Bcf as of Oct. 31, 2014, which was 238 
Bcf lower than at the same time last year and 261 Bcf lower than the previous five‐year 
(2009‐13) average; end‐of‐March 2015 inventories are projected to total 1,562 Bcf, 
which is 94 Bcf below the five‐year (2010‐14) average. 
 Prices ‐ Spot prices are expected to remain relatively low, but are anticipated to rise 
slightly with winter heating demand.  Futures prices for February 2015 delivery (for the 
five‐day period ending November 6) averaged $4.19/MMBtu, which is higher than last 
year’s February 2014 futures year ($3.57/MMBtu). 

- by Johanna M. Bell, IPUC Staff Analyst 

58 | P a g e

Intermountain Gas Residential Commercial Industrial Transportation6 Total
2013 Customers7 295,639 31,401 17 104 327,161
% of Total 90.36% 9.60% 0.01% 0.03% 100%
2012 Customers8 283,228 30,114 11 110 313,463
2013 Therms Sold (millions)7 230.8 117.85 4.8 278.94 632.39
% of Total 36.50% 18.64% 0.76% 44.11% 100%
2012 Therms Sold (millions)8 202.29 100.97 3.46 277.13 583.85
2013 Revenue ($ millions)7 $174.98 $81.15 $2.30 $9.90 $268.33
% of Total 65.21% 30.24% 0.86% 3.69% 100%
2012 Revenue ($ millions)8 $162.14 $73.33 $1.80 $8.49 $245.76

Avista Corporation Residential Commercial Industrial Transportation Total
2013 Customers7 67,518 8,525 94 8 76,145
% of Total 88.67% 11.20% 0.12% 0.01% 100%
2012 Customers8 66,731 8,489 94 8 75,322
2013 Therms Sold (millions)7 47.31 27.25 2.22 42.70 119.48
% of Total 39.60% 22.81% 1.86% 35.74% 100%
2012 Therms Sold (millions)8 46.17 26.63 2.29 43.47 118.56
2013 Revenue ($ millions)7 $44.86 $21.31 $1.46 $0.44 $68.07
% of Total 65.90% 31.31% 2.14% 0.65% 100%
2012 Revenue ($ millions)8 $45.42 $21.75 $1.54 $0.41 $69.12

Questar Gas Residential Commercial Industrial Transportation Total
2013 Customers7 1,835 233 0 0 2,068
% of Total 88.73% 11.27% 0.00% 0.00% 100%
2012 Customers8 1,773 227 0 0 2,000
2013 Therms Sold (millions)7 1.45 0.96 0 0 2.41
% of Total 60.09% 39.91% 0.00% 0.00% 100%
2012 Therms Sold (millions)8 1.26 0.78 0.00 0.00 2.04
2013 Revenue ($ millions)7 $1.16 $0.65 $0.00 $0.00 $1.82
% of Total 64.04% 35.96% 0.00% 0.00% 100%
2012 Revenue ($ millions)8 $1.02 $0.53 $0.00 $0.00 $1.55

6 Purchased transmission only (natural gas from others).
7 January 1, 2013 – December 31, 2013
8 October 1, 2011 – September 30, 2012
59 | P a g e

Intermountain Gas PGA is up for second year 
after five years of consecutive decreases 

Case No. INT‐G‐14‐01, Order No. 33139 

(Sept.26, 2014) – The Commission 
approved an Intermountain Gas Company 
application to increase rates 2.64% effective 
Oct. 1 as part of its annual Purchase Gas 
Cost Adjustment (PGA).   

The PGA mechanism is used to adjust rates 
up or down to reflect changes in 
Intermountain’s costs for buying natural gas 
from its suppliers and other related 
expenses that vary from year to year. 
Money collected in the PGA cannot be used 
in increase company earnings, shareholder 
dividends or employee salaries.   

Each year on Oct. 1, rates for Intermountain 
Gas’s 331,000 customers in 74 southern 
Idaho communities go up or down 
depending on annual changes to wholesale 
market gas prices, transportation and 
storage costs.  

This is the second year the PGA has been an 
increase, following five years of decreases.   

Residential customers who use natural gas 
for both space and water heating will see an 
average increase of $1.89 per month while 
those who use natural gas only for space 
will pay about $1.40 more per month.   

The commission’s staff of auditors, analysts 
and engineers thoroughly reviewed the 
company’s gas purchases and verified that 
the PGA increase will not change company  

earnings and that the company’s costs were 
prudently incurred and necessary to serve 
customers.   

Despite increased production from shale 
reserves in North America, there was an 
increase in demand for natural gas 
nationwide due to a rebounding economy 
and increased use of natural gas for electric 
generation. Last year’s cold weather in the 
eastern United States put upward pressure 
on prices and put a significant dent in 
natural gas storage levels. Also, the 
company faced increased transportation 
costs from Williams Northwest Pipeline, the 
company that owns Intermountain’s major 
transportation pipeline. 

To offset the size of this year’s PGA, the 
company passed through to customers a 
$3.9 million increase in revenue as a result 
of providing its pipeline capacity to other 
wholesale gas marketers or natural gas 
companies.  It also passed along to 
customers $405,411 in revenue earned 
from selling liquefied natural gas from its 
above‐ground LNG plant near Nampa. The 
LNG was also used to meet customers’ 
peak‐day needs.  

60 | P a g e

Commission staff’s investigation confirmed 
that the company properly hedged against 
higher prices by purchasing gas when prices 
were lower and storing it for use later when 
prices are higher.  

The variable portion of gas rates covered by 
the PGA increases from 37.3 cents per 
therm to 39.5 cents. The PGA represents a 
significant portion of the total per therm 
price paid by customers, about 72.6 cents in 
the winter and 76 cents in the summer for 
customers who use natural gas for space 
and water heating. The amount above the 
PGA portion includes those fixed costs of 
serving customers that don’t change from 
year to year as does the PGA.   

Avista customers getting gas rate decrease

AVU‐G‐14‐04, Order No. 33160 

(Oct. 31, 2014) –  Natural gas rates for 
customers of Avista Utilities decrease by 2.1 
percent effective Nov. 1.   

The variable portion of electric and gas 
rates go up or down every year based on 
the previous year’s variable costs to serve 
customers. The annual Purchased Gas Cost 
Adjustment (PGA) varies according to 
changes in wholesale market prices for gas 
and transportation and storage expense.   

Avista’s decrease in its PGA is a total $1.6 
million.  The decrease to an average‐sized 
residential or small‐commercial customer 
will be about $1.16 per month. Rates for 
large‐commercial customers decrease by 
about 2.5%, though rates for a large 
interruptible customer increase by 0.2%.   

Avista’s commodity cost for natural gas 
actually increased during the last year due 
in part to a colder‐than‐normal winter last 
year. However, that colder weather led to 
more use of natural gas by Avista 
customers, resulting in higher natural gas  

revenue that offset the higher commodity 
cost.    

Avista will “hedge” about 35% of its 
estimated gas requirements for this PGA 
year, which means the company buys 
excess natural gas when market prices are 
lower and then stores it for use when 
market prices are higher.   

Company earnings do not increase or 
decrease with the yearly electric Power 
Cost Adjustment (PCA) or the natural gas 
yearly adjustment. The commission 
directed Avista to promptly file an 
application to amend the PGA should gas 
prices materially deviate from the amount 
approved in this order.   
61 | P a g e

Avista customer demand remains low for natural gas

AVU‐G‐14‐03, Order No. 33129 

(Nov. 21, 2014) – The Commission weas still 
taking comments at year’s end from Avista 
Utilities’ northern Idaho customers 
regarding its long‐range plan to meet 
customer demand for natural gas over the 
next 20 years. The company’s Integrated 
Resource Plan (IRP) is updated every two 
years.   

Customer demand remains low, thus Avista 
does not anticipate a need to acquire 
additional resources beyond what it already 
provides. Demand is down due partly to the 
recession, while the availability of natural 
gas increases because of the abundant 
supply of shale gas.  The company 
anticipates an annual growth in customer 
demand of only 0.7% annually.   

However, there are enough uncertainties 
regarding future natural gas supply and 
price that the company’s plan outlines a 
number of scenarios and how it would 
respond to each one. The uncertainties that 
could impact demand for natural gas 
include 1) the amount of liquefied natural 
gas (LNG) exports, 2) the market for natural 
gas vehicles and 3) the amount of increased 
natural gas that may be needed for electric 
generation.   

Existing and new LNG facilities are looking 
to export low‐cost North American gas to 
higher‐priced Asian and European markets, 
the Avista IRP states. In Canada, 16 LNG 
export projects are in various stages of 
permitting and there are two proposed 
terminals in Oregon. “LNG exporting has the 
potential to alter the price, constrain 
existing pipeline networks, stimulate 
development of new pipeline resources, 
and change flows of natural gas across 
North America,” the IRP states.   

Avista claims it has a diversified portfolio of 
gas supply resources, including contracts to 
buy gas from several supply basins, stored 
gas and firm capacity rights on six pipelines.  

The company’s identifies a number of steps 
it will take in its “action plan,” to address 
future concerns: 

 Monitor demand for indications of 
deviations from expected growth 
and provide a report twice yearly to 
commission staff on forecasted 
customer growth and use per 
customer as compared to actual 
growth.   
 Continue to monitor supply‐side 
resource trends including the 
availability and price of natural gas 
to the region, LNG exports, Canadian 
natural gas supply and consumption, 
and the availability of storage 
infrastructure.   
 Meet regularly with commission 
staff to provide information on 
market activities and significant 
changes in the IRP’s assumptions or 
natural gas procurement practices.   

62 | P a g e

Idaho Water Utilities

The commission regulates about 30 privately held water systems, or only about 1 percent of the 
approximate 2,100 water systems in the state. The regulated systems vary in size from 
companies with about 85,000 customers to companies with as few as 22 customers. These 
companies provide industrial, commercial and residential customers throughout the state with 
drinking water as well as water for irrigation, recreation and manufacturing.  Most of the 
unregulated systems are operated by homeowner associations, water districts, co‐ops and 
cities.  

United Water Idaho, Brian subdivision homeowners,
seek commission approval of United Water takeover

Case No. UWI‐W‐14‐01, Order No. 33154 

(Nov. 10, 2014) – United Water Idaho and 
the Brian Subdivision Water Users 
Association are asking the Commission to 
approve an application that would allow 
United Water to connect to and take over 
operation of Brian Water’s domestic water 
system.   

The Idaho Public Utilities Commission was 
still processing the case at year’s end.   

Brian Water serves 46 customers along 
Warm Springs Avenue near the intersection 
of U.S. Highway 21 just east of the Boise city 
limits. United Water Idaho provides service 
to about 85,000 customers in the Boise 
metropolitan area.   

The Idaho Department of Environmental 
Quality is requiring Brian Water to eliminate 
contaminants from its domestic water 
system. The most feasible way of doing 
that, according to the applicants, is to 
connect to  

United Water’s system. Brian Water is 
currently operated by a not‐for‐profit 
association of homeowners, which supports 
the proposed application.   

Applicants estimate the project, which 
includes extending United Water pipelines 
and replacing existing meters and service 
lines for 46 homes, will cost $1.35 million. 
The applicants propose that Brian Water 
customers pay for 10 percent of the 
pipeline costs and all of the costs for service 
line and meter replacement. The Brian 
Water portion of the expense would be 
paid by a $124.86 surcharge on Brian Water 
customer bills every two months for 10 
years. Customers may also choose to pay 
the surcharge with a one‐time payment.  

United Water’s customers’ portion of the 
90 percent of the pipeline extension costs ‐‐ 
$1.2 million – plus Allowance for Funds 
Using During Construction (AFUDC) and a 
return on investment would be deferred for 
proposed recovery in rates after the 
company’s next general rate case.   
63 | P a g e

Idaho Telecommunications

Increases for rural telcom company phased in over 4 years

Case No. ORE‐T‐14‐01, Order No. 33158 

(Nov. 3, 2014) – The Commission approved 
an application by Oregon‐Idaho Utilities to 
phase‐in a telephone rate increase for the 
telecommunications company’s 
approximate 81 customers in rural 
southwest Idaho.   

Customers’ current monthly rate of $15.77 
will increase to $20 over four years, with 
the first increase, to $16 effective Dec. 1 of 
this year.  The rate increases to $18 on June 
1, 2016, and then to $20 on June 1, 2017.   

Oregon‐Idaho Utilities has not increased its 
Idaho residential rate since 1990.   

The increase is required by the Federal 
Communications Commission if Oregon‐
Idaho Utilities wants to continue to receive 
federal high‐cost support from the FCC’s 
Connect America Fund (CAF).  The FCC 
created the Connect America Fund to spur 
development of cellular broadband in rural 
areas.  The fund is an update of the federal 
Universal Service Fund created in 1988 to 
make telephone service available at 
reasonable cost in rural areas.   

In order to qualify to receive the federal 
support, the FCC established a minimum 
rate of $20.46 that local companies must 
charge their customers. The $20 rate 
reached on June 1, 2017, combined with 
other state fees, will increase residential 
services to beyond the $20.46 “rate floor” 
established by the FCC.   

The federal support helps rural companies 
provide service in areas where greater 
distances and fewer customers make 
providing service more costly than in urban 
areas.  The South Mountain Exchange 
served by Oregon‐Idaho Utilities covers 
2,126 square miles and represents some of 
the most difficult to serve customer 
locations in southwest Idaho. About one‐
third of the customers have no access to 
commercial power and rely on gas lamps, 
lanterns and/or low‐grade solar power for 
lighting. Some homes are heated by wood 
or oil‐burning stoves.  

All Idaho telephone customers, including 
cellular customers, pay into the Connect 
America Fund so that rates in rural, high‐
cost can stay comparable to urban rates. 
The monthly assessment for all Idaho 
telephone and cellular users is 16 cents per 
residential line, 25 cents per commercial 
line and $.006 per intrastate long‐distance 
billed minute.     

64 | P a g e

Telecommunication Utilities Under PUC Jurisdiction

Albion Telephone Corp (ATC) , P.O. Box 98, Albion, Idaho 83311‐0098  208‐673‐5335 
Cambridge Telephone Co. P.O.Box 88, Cambridge, Idaho 83610‐0086  208‐257‐3314 
*CenturyLink, (formerly Qwest Communications) North and South Idaho, Box 7888 (83723) or  
999 Main Street, Boise, Idaho 83702 800‐339‐3929 
*CenturyTel of Idaho, Inc., dba CenturyLink, 250 Bell Plaza, Room 1601, Salt Lake City, UT, 
84010, 801‐238‐0240. 
*CenturyTel of the Gem State, dba CenturyLink, 250 Bell Plaza, Room 1601, Salt Lake City, UT, 
84010, 801‐238‐0240. 
*Frontier Communications Northwest, Inc. (formerly Verizon Northwest, Inc.), 20575 NW Von 
Neuman Dr. Ste. 150, Beaverton, OR, 97006, 503‐629‐2459 
Direct Communications Rockland, Inc., Box 269, 150 S. Main St. Rockland, ID 83271 
208‐548‐2345 
Inland Telephone Co., 103 South Second Street, Box 171, Roslyn, WA 98941 
509‐649‐2211 
Fremont Telecom, Inc., dba Fremont Communications, 1221 N. Russell St., Missoula, MT, 
59808, 406‐541‐5454 
Midvale Telephone Company, Box 7, Midvale, Idaho 83645, 208‐355‐2211 
*Citizens Telecommunications Company of Idaho, dba as Frontier Communications of Idaho, 
20575 NW Von Neuman Dr. Ste. 150, Beaverton, OR, 97006, 503‐629‐2459 
Oregon‐Idaho Utilities, Inc., 3645 Grand Ave., Ste. 205A, Oakland, CA 94610  510/338‐4621 
Local: 1023 N. Horton St., Nampa, Idaho 83653  208‐461‐7802 
Pine Telephone System, Inc., Box 706, Halfway, OR 97834  541‐742‐2201 
Potlatch Telephone Company, dba/ TDS Telecom, Box 138, 702 E. Main St.  
Kendrick, Idaho 83537, 208‐835‐2211 
Rural Telephone Company, 829 W. Madison Avenue, Glenns Ferry, Idaho 83623‐2372 
208/366‐2614 
Silver Star Communications, Box 226, Freedom, WY 83120  307‐883‐6690 
Silver Star Communication, dba Teton Telecom, Box 226, Freedom, WY, 83210, 307‐883‐6690 

*These companies, which represent more than 90 percent of Idaho customers, are no longer 
rate regulated. However, they are still regulated for customer service.   
65 | P a g e

Regulating Idaho’s railroads

More than 900 miles of railroad track in Idaho have been abandoned since 1976. 
Federal law governs rail line abandonments. The federal Surface Transportation Board 
(formerly the Interstate Commerce Commission) decides the final outcome of abandonment 
applications. Under Idaho law, however, after a railroad files its federal notice of intent to 
abandon, the IPUC must determine whether the proposed abandonment would adversely 
affect the public interest. The commission then reports its findings to the STB. 
   In reaching a conclusion, the commission considers whether abandonment would 
adversely affect the service area, impair market access or access of Idaho communities to vital 
goods and services, and whether the line has a potential for profitability. 
   The Idaho Public Utilities Commission also conducts inspections of Idaho’s railroads to 
determine compliance with state and federal laws, rules and regulations concerning the 
transportation of hazardous materials, locomotive cab safety and sanitation rules, and 
railroad/highway grade crossings. 
   Hazardous material inspections are conducted in rail yards. In 1994, Idaho was invited to 
participate in the Federal Railroad Administration’s State Participation Program. IPUC has a 
State Program Manager and two FRA certified hazardous material inspectors. 
   The IPUC inspects railroad‐highway grade crossings where incidents occur, investigates 
citizen complaints of unsafe or rough crossings and conducts railroad‐crossing surveys. 

Railroad Activity Summary 
2014 

Inspections     124 
Rail cars inspected       1384 
Violations          2 
Rail cars with defects        90 
Crossing accidents investigated        17 
Crossing complaints          1 
Locomotives Inspected          5 
Defects within locomotives inspected          0 

66 | P a g e

Regulating Idaho’s Pipelines

Idaho Code 61‐515 empowers the Idaho Public Utilities Commission to require every 
utility to “maintain and operate its line, plant, system, equipment, apparatus, and premises 
in such a manner that promote and safeguard the health and safety of its employees, 
customers and the public.” 

Pursuant to 49 U.S.C Section 60105, chapter 601, the Idaho Public Utilities Commission 
is a certified partner with the U.S. Department of Transportation Pipeline Hazardous 
Material Safety Administration. The federal/state partnership provides the statutory basis 
for the pipeline safety program and establishes a framework for promoting pipeline safety 
through federal delegation to the states for all or part of the responsibility for intrastate 
natural gas pipeline facilities under annual certification. 

Under the certification, Idaho assumes inspection and enforcement responsibility with 
respect to more than 8,300 miles of intrastate natural gas pipelines over which it has 
jurisdiction under state law. With the certification, Idaho may adopt additional or more 
stringent standards for intrastate pipeline facilities provided the standards are compatible 
with federal regulations. 

The Idaho Public Utilities Commission has a state program manager and two training 
and certified pipeline safety inspectors who conduct records audits and field installed 
equipment inspections on all intrastate natural gas pipeline operators under jurisdiction. 

Pipeline Safety Activity Summary 

Standard inspection days            171 
Compliance inspection days                6 
Damage prevention inspection days             0 
Construction inspection days              13 
Operator Qualification inspection days             7 
Integrity Management Program inspection days           8 
Incident/Accident inspection days              0 
Operator Training inspection days              0 

Compliance Enforcement Actions: 
Notice of Probable Violation               4 
Notice of Amendment               1 
Warning Letters                 4 
67 | P a g e

Consumer Assistance

The Consumer Assistance staff responded to 1,786 complaints, comments or inquiries in 
calendar year 2013, of which 92 percent were from residential customers.   

Breakdown by type of utility
Contacts regarding telecommunications companies: 23 percent
Contacts regarding energy (electric, gas) companies: 53 percent
Contacts regarding water companies: 12 percent
Non-utility related contacts: 12 percent
(CenturyLink had 46 percent of telecommunication complaints; Idaho Power had 63 percent and Intermountain Gas
16 percent of energy utility complaints and United Water had 45 percent of water complaints.)

Summary of issues:
Billings 21 percent
Credit and collection issues 33 percent
Miscellaneous 19 percent
Utility rates and policies 16 percent
Telecommunications issues 3 percent
Line extensions and service upgrades 2 percent
Service quality and repair 6 percent

While dispute resolution remains an important task, it is hoped that by working with 
consumer groups, social service agencies, and utilities, persistent causes of consumer 
difficulties can be identified and addressed. 
   Consumer complaints present an opportunity for utilities and the commission to learn 
the effect of utility practices and policies on people. For example, the unintentional and 
perhaps unfair impact of a rule or regulation might be discovered in the course of investigating 
a complaint. In such cases an informal, negotiated remedy may not be possible, and formal 
action by the commission would be required. The Consumer Assistance Staff’s participation in 
formal rate and policy cases before the commission is the primary method used to address 
these issues. 
   While the Consumer Assistance Staff is able to respond to some consumer inquiries 
without extensive research, about 77 percent of consumer complaints required investigation by 
the staff. About 52 percent of investigations resulted in reversal or modification of the utilities’ 
original action. 

 Toll‐Free Complaint Line 
 The commission has a toll‐free telephone line for receiving utility complaints and inquiries 
from consumers outside the Boise area. The toll‐free line (1‐800‐432‐0369) is reserved for 
inquiries and complaints concerning utilities. Consumers may also file a complaint electronically 
via the commission’s Website at www.puc.idaho.gov.  
68 | P a g e

Utilities By City 

City Electric Gas Telecom

Aberdeen Idaho Power Intermountain Citizens
Acequia Rural Electric None Project Mutual
Ahsahka Clearwater Power None Frontier
Albion Albion Light None ATC
Almo Raft River Coop None ATC
Alridge Rocky Mountain None CenturyLink
American Falls Idaho Power Intermountain CenturyLink
Ammon Rocky Mountain Intermountain CenturyLink
Arbon Idaho Power None Direct
Arco Rocky Mountain None ATC
Arimo Rocky Mountain None CenturyLink
Ashton RMP/Fall River Coop None Fairpoint
Athol Kootenai Electric/AVISTA AVISTA Frontier
Atlanta Atlanta Power None Rural
Atomic City Idaho Power None CenturyTel
Avery AVISTA None Frontier
Avon Clearwater Power/AVISTA None Frontier
Baker Idaho Power None CenturyTel
Bancroft Rocky Mountain Intermountain CenturyLink
Banida Rocky Mountain None CenturyLink
Banks Idaho Power None Citizens
Basalt Rocky Mountain Intermountain CenturyLink
Basin Idaho Power None Project Mutual
Bayview AVISTA/Kootenai None Frontier
Bellevue Idaho Power Intermountain CenturyLink
Bennington Rocky Mountain none CenturyLink
Berger Idaho Power None CenturyLink
Bern Rocky Mountain None CenturyLink
Blackfoot Idaho Power Intermountain CenturyLink
Blanchard AVISTA None Frontier
Bliss Idaho Power None CenturyLink
Bloomington Rocky Mountain None Direct
Boise Idaho Power Intermountain CenturyLink
Bone Rocky Mountain None CenturyLink
Bonners Ferry Bonners Ferry Light AVISTA Frontier
Bovill AVISTA/Clearwater Power AVISTA Frontier
Bowmont Idaho Power None CenturyLink
Bridge Raft River Coop None ATC
Bruneau Idaho Power Intermountain CenturyTel
Buhl Idaho Power Intermountain CenturyLink
Burke AVISTA None Frontier
Burmah Idaho Power None Project Mutual
Burley Burley Municipal Intermountain CenturyLink
Butte City Lost River Coop None ATC
Cabinet Northern Lights None Frontier
Calder AVISTA None Frontier
69 | P a g e

City Electric Gas Telecom

Caldwell Idaho Power Intermountain CenturyLink
Cambridge Idaho Power None Cambridge
Cape Horn Salmon River Coop None None
Carey Idaho Power None Citizens
Careywood Northern Lights None Frontier
Carmen Idaho Power None CenturyTel
Cascade Idaho Power None Citizens
Castleford Idaho Power None CenturyLink
Cataldo AVISTA/Kootenai AVISTA Frontier
Cavendish Clearwater Power None Frontier
Centerville Idaho Power None CenturyLink
Challis Salmon River Coop None Custer Coop
Chatcolet Plummer Electric None Frontier
Chester RMP/Fall River Coop None Fremont
Chubbuck Idaho Power Intermountain CenturyLink
Clark Fork AVISTA None Frontier
Clarkia Clearwater Power None Frontier
Clayton Salmon River Coop None Custer Coop
Clearwater Idaho Co. Light None CenturyLink
Clifton Rocky Mountain None CenturyLink
Clover Idaho Power None CenturyLink
Cobalt Idaho Power None None
Cocolalla Northern Lights None Frontier
Coeur d’Alene AVISTA/Kootenai AVISTA Frontier
Colburn Northern Lights None Frontier
Conda Rocky Mountain Intermountain CenturyLink
Coolin Northern Lights None Frontier
Copeland Northern Lights None Frontier
Corral Idaho Power None Citizens
Cottonwood AVISTA None CenturyLink
Council Idaho Power None Cambridge
Craigmont Clearwater Power/AVISTA None CenturyLink
Crouch Idaho Power None Citizens
Culdesac Clearwater Power/AVISTA None CenturyLink
Cuprum Idaho Power None Cambridge
Dalton Gardens AVISTA/Kootenai AVISTA Frontier
Darlington Lost River Coop None ATC
Dayton Rocky Mountain None CenturyLink
Deary Clearwater Power/AVISTA AVISTA Frontier
Declo Declo Municipal Intermountain CenturyLink
De Smet Kootenai Electric None Frontier
Dietrich Idaho Power None CenturyLink
Dingle Rocky Mountain None CenturyLink
Dixie Idaho Co. Light None Citizens
Donnelly Idaho Power None Citizens
Dover AVISTA AVISTA Frontier

70 | P a g e

City Electric Gas Telecom

Downey Rocky Mountain None CenturyLink
Driggs Fall River Coop None Silver Star
Drummond Fall River Coop None Fairpoint  
Dubois Rocky Mountain None Mud Lake Co-op
Eagle Idaho Power Intermountain CenturyLink
East Hope AVISTA None Frontier
Eastport Northern Lights None Frontier
Eden Idaho Power None CenturyLink
Eddyville AVISTA/Kootenai None Frontier
Edgemere Northern Lights None Frontier
Elba Raft River Coop None ATC
Elk City AVISTA None Citizens
Elk River AVISTA None Frontier
Ellis Salmon River Coop None Midvale
Elmira Northern Lights None Frontier
Emida Clearwater Power None Frontier
Emmett Idaho Power Intermountain CenturyLink
Enaville AVISTA None Frontier
Fairfield Idaho Power None Citizens
Fairview Rocky Mountain None CenturyLink
Felt Fall River Coop None Silver
Fenn AVISTA None CenturyLink
Ferdinand AVISTA None CenturyLink
Fernan Lake AVISTA/Kootenai AVISTA Frontier
Fernwood Clearwater Power None Frontier
Featherville Idaho Power None Rural
Filer Idaho Power Intermountain Filer
Firth Rocky Mountain Intermountain CenturyLink
Fish Haven Rocky Mountain None Direct
Fort Hall Idaho Power Intermountain CenturyLink
Franklin Rocky Mountain Questar CenturyLink
Fruitland Idaho Power Intermountain Farmers
Fruitvale Idaho Power None CenturyLink
Gannett Idaho Power None CenturyLink
Gardena Idaho Power None Citizens
Garden City Idaho Power Intermountain CenturyLink
Garden Valley Idaho Power None Citizens
Gem AVISTA Utilities None Frontier
Genesee Clearwater Power/AVISTA AVISTA Frontier
Geneva Rocky Mountain None CenturyLink
Georgetown Rocky Mountain Intermountain CenturyLink
Gibbonsville Idaho Power None Century Tel
Gifford Clearwater Power/AVISTA None Inland
Gilmore Idaho Power None Century Tel
Glenns Ferry Idaho Power Intermountain CenturyLink
Golden AVISTA None Citizens
Good Grief Northern Lights None Frontier
Gooding Idaho Power Intermountain CenturyLink
Grace Rocky Mountain Intermountain CenturyLink
Grand View Idaho Power None CenturyTel Gem 
Grangemont Clearwater Power None Frontier
71 | P a g e

City Electric Gas Telecom

Grangeville AVISTA None CenturyLink
Granite Northern Lights None Frontier
Grasmere Idaho Power None CenturyTel Gem
Greencreek AVISTA None CenturyLink
Greenleaf Idaho Power Intermountain CenturyLink
Greer AVISTA None Frontier
Hagerman Idaho Power None CenturyLink
Hailey Idaho Power Intermountain CenturyLink
Hamer Rocky Mountain None Mud Lake Co
Hammett Idaho Power Intermountain CenturyLink
Hansen Idaho Power Intermountain CenturyLink
Harpster Idaho Co. Light None CenturyLink
Harrison Kootenia Elec/AVISTA None Frontier
Harvard Clearwater Power/AVISTA None Frontier
Hauser AVISTA/Kootenai AVISTA Frontier
Hayden AVISTA/Kootenai AVISTA Frontier
Hayden Lake Kootenai Elec/AVISTA AVISTA Frontier
Hazelton Idaho Power None CenturyLink
Headquarters AVISTA None Frontier
Heise Rocky Mountain None CenturyLink
Helmer Clearwater Power/AVISTA None Frontier
Henry Lower Valley Power None Silver Star
Heyburn Heyburn Electric Intermountain CenturyLink
Hill City Idaho Power None Citizens
Holbrook Rocky Mountain None ATC
Hollister Idaho Power Intermountain Filer Mutual
Homedale Idaho Power Intermountain Citizens
Hope AVISTA None Frontier
Horseshoe Bend Idaho Power None Citizens
Howe Rocky Mountain None ATC
Huetter AVISTA/Kootenai AVISTA Frontier
Humphrey Rocky Mountain None CenturyLink
Huston Idaho Power None CenturyLink
Idaho City Idaho Power None CenturyLink
Idaho Falls Idaho Falls Electric Intermountain CenturyLink
Indian Valley Idaho Power None Cambridge
CambridgeInkom Idaho Power Intermountain CenturyLink
Iona Rocky Mountain Intermountain CenturyLink
Irwin Lower Valley Power None Silver Star
Island Park Fall River Rural None Fairpoint
Jerome Idaho Power Intermountain CenturyLink
Juliaetta Clearwater Power/AVISTA None Potlatch
Juniper Raft River Coop None ATC
Kamiah AVISTA/Clearwater Power None CenturyLink
Kellogg AVISTA AVISTA Frontier
Kendrick Clearwater Power/AVISTA None Potlatch
Ketchum Idaho Power Intermountain CenturyLink
Kilgore Rocky Mountain None Mud Lake
Kimama Idaho Power None Project Mutual
Kimberly Idaho Power Intermountain CenturyLink
King Hill Idaho Power None CenturyLink
Kingston AVISTA AVISTA Frontier
Kooskia AVISTA None CenturyLink
72 | P a g e

City Electric Gas Telecom

Kootenai AVISTA AVISTA Frontier
Kuna Idaho Power Intermountain CenturyLink
Laclede AVISTA/Northern Lights None Frontier
Lake Fork Idaho Power None Citizens
Lakeview Kootenai Electric Co-op None Midvale
Lamb Creek Northern Lights None Frontier
Lane AVISTA/Kootenai None Frontier
Lapwai Clearwater Power/AVISTA None CenturyLink
Lava Hot Springs Rocky Mountain Intermountain CenturyLink
Leadore Idaho Power None CenturyTel
Lemhi Idaho Power None CenturyTel
Lenore Clearwater Power None Inland
Leon Clearwater Power/AVISTA None Inland
Leslie Lost River Coop None ATC
Letha Idaho Power None CenturyLink
Lewiston AVISTA/Clearwater Power AVISTA CenturyLink
Lewisville Rocky Mountain Intermountain CenturyLink
Lincoln Rocky Mountain None CenturyLink
Lorenzo Rocky Mountain None CenturyLink
Lost River Lost River Coop None ATC
Lowman Idaho Power None Cambridge
Lucile Idaho Power None Citizens
Lund Rocky Mountain None CenturyLink
Mackay Lost River Coop None ATC
Malad City Rocky Mountain None ATC
Malta Raft River Coop Intermountain ATC
Marion Idaho Power None Project Mutual
Marsing Idaho Power None Citizens
Marysville Rocky Mountain None Fairpoint
May Salmon River Coop None Custer Coop
McCall Idaho Power None Citizens
McCammon Rocky Mountain Intermountain CenturyLink
Meadows Idaho Power None Citizens
Meadow Creek Northern Lights/ None Frontier
Bonners Ferry Light
Medimont Kootenai Electric/AVISTA None Frontier
Melba Idaho Power None CenturyLink
Menan Rocky Mountain Intermountain CenturyLink
Meridian Idaho Power Intermountain CenturyLink
Mesa Idaho Power None Cambridge
Middleton Idaho Power Intermountain CenturyLink
Midvale Idaho Power None Midvale
Minidoka Minidoka Electric None Project Mutual
Mink Creek Rocky Mountain None CenturyLink
Monteview Rocky Mountain None Mud Lake Co-op
Montour Idaho Power None Citizens
Montpelier Rocky Mountain Intermountain CenturyLink
Moore Lost River Coop None ATC
Moreland Idaho Power Intermountain CenturyLink
Moscow AVISTA/Clearwater Power AVISTA Frontier
Mountain Home Idaho Power Intermountain CenturyLink
Moyie Springs Northern Lights/ AVISTA Frontier
73 | P a g e

City Electric Gas Telecom

Mud Lake Rocky Mountain None Mud Lake Co-op
Mullan AVISTA AVISTA Frontier
Murphy Idaho Power None CenturyLink
Murray AVISTA None Frontier
Murtaugh Idaho Power Intermountain CenturyLink
Myrtle Clearwater Power None Inland
Naf Raft River Coop None ATC
Nampa Idaho Power Intermountain CenturyLink
Naples Northern Lights None Frontier
Neeley Idaho Power None CenturyLink
Newdale RMP/Fall River Coop None Fairpoint
New Meadows Idaho Power None Citizens
New Plymouth Idaho Power Intermountain CenturyLink
Nezperce Clearwater Power/AVISTA None CenturyLink
Norland Idaho Power None Project Mutual
Nordman Northern Lights None Frontier
North Fork Idaho Power None CenturyTel
Notus Idaho Power None CenturyLink
Nounan Rocky Mountain None CenturyLink
Oakley Idaho Power None Project Mutual
Obsidian Salmon River Coop None Midvale
Ola Idaho Power None Citizens
Oldtown AVISTA None Frontier
Onaway AVISTA/Clearwater Power None Frontier
Orchard Idaho Power None CenturyLink
Oreana Idaho Power None CenturyTel Gem
Orofino Clearwater Power/AVISTA None Frontier
Orogrande AVISTA None Citizens
Osburn AVISTA AVISTA Frontier
Ovid Rocky Mountain None CenturyLink
Oxford Rocky Mountain None CenturyLink
Paris Rocky Mountain None Direct
Parker Rocky Mountain Intermountain Fairpoint
Parma Idaho Power Intermountain Citizens
Patterson Salmon River Coop None CenturyTel
Paul Idaho Power/Rural Intermountain Project Mutual
Pauline Idaho Power None Direct
Payette Idaho Power Intermountain CenturyLink
Pearl Idaho Power None CenturyLink
Peck Clearwater Power None Frontier
Picabo Idaho Power None CenturyLink
Pierce AVISTA None Frontier
Pine Idaho Power None Rural
Pinehurst AVISTA AVISTA Frontier
Pingree Idaho Power None CenturyLink
Pioneerville Idaho Power None CenturyLink
Placerville Idaho Power None CenturyLink
Plummer Plummer Electric None Frontier
Pocatello Idaho Power Intermountain CenturyLink
Pollock Idaho Power None Citizens
Ponderay AVISTA AVISTA Frontier
Porthill AVISTA/Northern Lights None Frontier
74 | P a g e

City Electric Gas Telecom

Portneuf Idaho Power None CenturyLink
Post Falls Kootenai Elec/AVISTA AVISTA Frontier
Potlatch Clearwater Power/AVISTA None Frontier
Prairie Idaho Power None Rural
Preston Rocky Mountain Questar CenturyLink
Priest River AVISTA None Frontier
Princeton Clearwater Power/AVISTA None Frontier
Raft River Raft River Coop Intermountain ATC
Rathdrum Kootenai Elec/AVISTA AVISTA Frontier
Reubens Clearwater Power/AVISTA None CenturyLink
Rexburg RMP/Fall River Coop Intermountain CenturyLink
Reynolds Creek Idaho Power None CenturyLink
Richfield Idaho Power None CenturyTel Gem
Riddle Idaho Power None CenturyTel Gem
Rigby Rocky Mountain Intermountain CenturyLink
Riggins Idaho Power None Citizens
Ririe Rocky Mountain Intermountain CenturyLink
Riverside Idaho Power Intermountain CenturyLink
Roberts Rocky Mountain None CenturyLink
Robin Rocky Mountain None CenturyLink
Rock Creek Idaho Power None Frontier
Rockford Idaho Power None CenturyLink
Rockland Idaho Power None Direct
Rogerson Idaho Power None Filer Mutual
Rose Lake AVISTA/Kootenai None Frontier
Roswell Idaho Power None Citizens
Roy Idaho Power None Direct
Rupert Idaho Power Intermountain Project Mutual
Sagle AVISTA None Frontier
St. Anthony RMP/Fall River Coop Intermountain Fairpoint
St. Charles Rocky Mountain None Direct
St. Joe AVISTA None Frontier
St. Maries Clearwater Power/AVISTA None Frontier
Salmon Idaho Power None CenturyTel
Samaria Rocky Mountain None ATC
Samuels Northern Lights None Frontier
Sanders Clearwater Power None Frontier
Sandpoint AVISTA AVISTA Frontier
Santa Clearwater Power None Frontier
Shelley Rocky Mountain Intermountain CenturyLink
Shoshone Idaho Power Intermountain CenturyLink
Shoup None None Rural
Silverton AVISTA AVISTA Frontier
Smelterville AVISTA AVISTA Frontier
Smiths Ferry Idaho Power None Citizens
Soda Springs Soda Springs Muni Intermountain CenturyLink
Southwick Clearwater Power None Potlatch
Spalding AVISTA/Clearwater Power None CenturyLink
Spencer Rocky Mountain None Mud Lake Co-op
Spirit Lake AVISTA/Kootenai None Frontier
Springston AVISTA/Kootenai None Frontier
75 | P a g e

City Electric Gas Telecom

Springfield Idaho Power None Citizens
Stanley Salmon River Coop None Midvale
Star Idaho Power None CenturyLink
Starkey Idaho Power None CenturyLink
State Line AVISTA/Kootenai AVISTA Frontier
Sterling Idaho Power None Citizens
Stibnite Idaho Power None (Radio Phone)
Stites AVISTA None CenturyLink
Stone Rocky Mountain None ATC
Sublett Raft River Coop None ATC
Sugar City RMP/Fall River Coop Intermountain CenturyLink
Sunbeam Salmon River Coop None Custer Co-op
Sun Valley Idaho Power Intermountain CenturyLink
Swanlake Rocky Mountain None CenturyLink
Swan Valley Lower Valley Power None Silver Star
Sweet Idaho Power None Citizens
Tamarack Idaho Power None Citizens
Tendoy Idaho Power None CenturyTel
Tensed Clearwater Power None Frontier
Terreton Rocky Mountain None Mud Lake Co-op
Teton RMP/Fall River Coop None Fairpoint
Tetonia Fall River Coop None Silver Star
Thatcher Rocky Mountain None CenturyLink
Thornton RMP/Fall River Coop Intermountain CenturyLink
Three Creek Idaho Power None Rural
Triangle Idaho Power None Rural
Triumph Idaho Power None None
Troy Clearwater Power/AVISTA AVISTA Potlatch
Tuttle Idaho Power None CenturyLink
Twin Falls Idaho Power Intermountain CenturyLink
Tyhee Idaho Power None CenturyLink
Ucon Rocky Mountain Intermountain CenturyLink
Victor Fall River Coop None Silver Star
Viola Clearwater Power/AVISTA None Frontier
Virginia Rocky Mountain None CenturyLink
Waha Clearwater Power/AVISTA None CenturyLink
Wallace AVISTA AVISTA Frontier
Wapello Idaho Power None CenturyLink
Wardner AVISTA AVISTA Frontier
Warm Lake Idaho Power None Midvale
Warm River Fall River Coop. None Fairpoint
Warren Idaho Power None Midvale
Wayan Lower Valley Power None Silver Star
Weippe Clearwater Power/AVISTA None Frontier
Weiser Weiser Water & Light Dept. Intermountain CenturyLink
Wendell Idaho Power Intermountain CenturyLink
Westmond Northern Lights None Frontier
Weston Rocky Mountain None CenturyLink
White Bird Idaho Co. Light None Citizens
Whitney Rocky Mountain None CenturyLink
Wilder Idaho Power Intermountain Citizens
Winchester AVISTA/Clearwater Power None CenturyLink
76 | P a g e

City Electric Gas Telecom

Woodland AVISTA None CenturyLink
Worley AVISTA/Kootenai None Frontier
Yellow Pine Idaho Power None Midvale

______________________________________________________________________________ 
Questions regarding this report? Please call Gene Fadness at 334‐0339 or e‐mail to 
[e-mail].