Loading...
HomeMy WebLinkAboutElectric.pdf16 | 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.”