20070611Said Direct.pdf

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BEFORE THE IDAHO PUBLIC UTILITIES COMMISSION
IN THE MATTER OF THE APPLICATION
OF IDAHO POWER COMPANY FOR
AND CHARGES FOR ELECTRIC SERVICE
TO ELECTRIC CUSTOMERS IN THE STATEOF IDAHO.
IPC-E- 07-
IDAHO POWER COMPANY
DIRECT TESTIMONY
GREGORY W. SAID
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Please state your name and business address.
My name is Gregory W. Said and my business
address is 1221 West Idaho Street, Boise, Idaho.
By whom are you employed and in what
capaci ty?
I am employed by Idaho Power Company as the
Manager of Revenue Requirement in the Pricing and Regulatory
Services Department.
Please describe your educational background.
In May of 1975, I received a Bachelor of
Science Degree in Mathematics with honors from Boise State
Uni versi ty.In 1999, I attended the Public Utili
Executives Course at the University of Idaho.
please describe your work experience wi
Idaho Power Company.
I became employed by Idaho Power Company in
1980 as an analyst in the Resource Planning Department.
1985, the Company applied for a general revenue requirement
increase.I was the Company witness addressing power supply
expenses.
In August of 1989, after nlne years in the
Resource Planning Department , I was offered and I accepted a
posi tion in the Company s Rate Department.wi th the
Company s application for a temporary rate increase in 1992
my responsibilities as a witness were expanded.While I
SAID , DI
Idaho Power Company
continued to be the Company witness concerning power supply
expenses, I also sponsored the Company s rate computations
and proposed tariff schedules in that case.
Because of my combined Resource Planning and
Rate Department experience , I was asked to design a Power
Cost Adjustment (PCA) which would impact customers ' rates
based upon changes in the Company s net power supply
expenses.I presented my recommendations to the Idaho
Public Utili ties Commission in 1992 at which time the
Commission established the PCA as an annual adjustment to
the Company s rates.I sponsored the Company s annual PCA
adjustment in each of the years 1996 through 2003.
continue to superVlse PCA-related regulatory filings.
In 1996, I was promoted to Director of
Revenue Requirement and in 2002 I was promoted to Manager of
Revenue Requirement.I have managed the preparation of
revenue requirement information for regulatory proceedings
since 1996.
What topics will you discuss in your
testimony in this proceeding?
My testimony can be divided into four
sections addressing 1) power supply expense modeling,
power cost adjustment (PCA) changes resulting from base rate
changes, 3) revenue requirement adjustments that I provided
to Ms. Schwendiman , and 4) revenue requirement observations
SAID, DI
Idaho Power Company
have been quantified separately from variable power supply
expenses and are treated as fixed inputs to power supply
modeling rather than variable outputs.
How are variable power supply expenses
normalized" for ratemaking purposes?
Variable power supply expenses are determined
for each water condition dating back to 1928.In this case,
79 water conditions have been evaluated.The average of the
variable power supply expenses over the range of hydro
conditions is considered ~normal" or representative of the
possible circumstances the Company might encounter for
ratemaking purposes. The Idaho Public Utili ties Commission
first adopted this method of averaging a representative
range of power supply expenses associated with multiple
water conditions to determine normalized power supply
expenses in 1981.
Have you supervised the preparation of
normalized variable power supply expense modeling to reflect
the current test year 2007 characteristics?
Yes.Under my supervision and at my request,
two power supply simulations that are representative of the
test year 2007 variable power supply expenses associated
with 79 separate water conditions were prepared.This year
the analyses include water conditions corresponding to years
1928 through 2006.The average of the variable power supply
SAID, DI
Idaho Power Company
expenses related to each of the 79 water conditions
represents the normalization of variable power supply
expenses.
Please describe the two simulations of test
year 2007 variable power supply expenses.
The first simulation of test year 2007
variable power supply expenses reflects 2007 normalized
loads and resources that include 101 average megawatts of
existing PURPA generation.The second simulation of 2007
variable power supply expenses reflects 2007 normalized
loads , 101 average megawatts of existing PURPA generation
the addition of 88 average megawatts of new PURPA
generation, and the addition of the 35 average megawatt
Hori zon Wind proj ect .The 88 megawatts of additional PURPA
generation is contracted for 2007 and the Horizon Wind
project is scheduled to be on-line on January 1, 2008.
Have you supervised the preparation of
exhibits to demonstrate the normalization of variable power
supply expenses for each of these two scenarios?
Yes.Exhibits 32 and 33 show the results of
the variable power supply expense normalization modeling for
the test year 2007 prior to and subsequent to the addition
of 2007 PURPA projects and the Horizon Wind contract.
Page 1 of Exhibi t 32 shows the summary
resul ts containing the 79-year average variable power supply
SAID , DI
Idaho Power Company
generation sources and expenses prior to the addition of new
PURPA proj ects and the Horizon Wind proj ect.Pages 2
through 80 contain results for each of the 79 individual
water conditions 1928 through 2006.
Page 1 of Exhibit 33 shows the summary
results containing the 79-year average variable power supply
generation sources and expenses subsequent to the addition
of new PURPA proj ects and the Horizon Wind proj ect .Pages 2
through 80 contain results for each of the 79 individual
water conditions 1928 through 2006.
How does the annual PURPA expense change as a
resul t of the addition of new 2007 PURPA proj ects?
The annual PURPA expense for existing PURPA
proj ect generation prior to adding the new 88 average
megawatts of generation is $52.4 million.The inclusion of
new 2007 contracted projects increases the annual PURPA
expense to $93.1 million, an increase of $40.7 million
($93.1 million - $52.4 million = $40.7 million)
Have you supervised the preparation of an
exhibit detailing the PURPA project generation and expenses?
Yes, I supervised the preparation of Exhibit
34 which consists of one page.Column 1 of Exhibit 34 shows
the generation and expenses associated wi th existing PURPA
projects prior to the addition of 2007 contracted PURPA
proj ects .Column 7 of Exhibit 34 show the generation and
SAID, DI
Idaho Power Company
expenses associated with PURPA proj ects subsequent to the
addition of 2007 contracted PURPA projects.
What are the corresponding variable power
supply expenses prior to and subsequent to the addition of
new 2007 PURPA generation and the Horizon Wind project?
The 2007 normalized variable power supply
expenses prior to the inclusion of new 2007 PURPA proj ects
and the Horizon Wind proj ect as shown on Page 1 of Exhibit
32 is $91.8 million.The 2007 normalized variable power
supply expenses decrease to $41.0 million as shown on Page 1
of Exhibit 33 with the addition of new 2007 PURPA generation
and Horizon, a reduction Df $50.8 million ($91.8 million -
$41.0 million = $50.8 million)
Does the $40.7 million increase in PURPA
expense and the $50.8 million decrease in variable power
supply expense suggest a net total power supply expense
benefit of $10.1 million ($40.7 million additional expense -
$50.8 million reduction in expense = $10.1 million net
benefit)as a result of the addition of new 2007 PURPA
proj ects and the Hori zon Wind proj ect?
Yes.However , it should be noted that for
purposes of this case the Company has not included any
impacts to power supply expenses suggested by the Wind
Integration Study.That study suggests that integrating
wind generation into the system will have costs that are not
SAID , DI
Idaho Power Company
captured in current power supply expense modeling.Based
upon the addition of 110 average megawatts of wind
generation wi th an integration cost of $10.69 per megawatt-
hour l the additional power supply expense would be
approximately $10.3 million (110 MW * 8,760 hours *
$10.69/MWh = $10.3 million) This $10.3 million potential
wind integration expense could offset the net total power
supply expense benefit of $10.1 million.
Recognizing the Company s belief that the net
total power supply expense benefit of including new 2007
PURPA proj ects and the Horizon Wind proj ect is overstated
due to the non-inclusion of wind integration expenses, are
you nonetheless recommending that the Company s revenue
requirement reflect quantification of variable power supply
expenses contained in Exhibit 33?
Yes, I instructed Ms. Schwendiman to use the
$41.0 million of variable power supply expenses as shown on
page 1 of Exhibi t 33 and the corresponding PURPA expense of
$93.1 million in her quantification of the Company s 2007
revenue requirement.This represents a total PURPA and
variable power supply expense of $134.1 million ($41.
million + 93.1 million = $134.1 million.I instructed Ms.
1 The $10.69 per MWh cost to integrate wind resources into
the Idaho Power Company system is the subj ect of case No.
IPC-07-3 currently before the Idaho Public Utilities
Commission.
SAID , DI
Idaho Power Company
Schwendiman not to make an adjustment to variable power
supply expenses related to wind integration since such costs
have not yet been approved but are currently being reviewed
by the Commission.Once the Commission makes a
determination as to the appropriate quantification of wind
integration costs, the Company will include a wind
integration cost adjustment to variable power supply expense
determinations in future rate cases.
Please describe the change in the Company
system loads since the last general rate case, IPC-05-28.
The Company s 2005 annual normalized system
load used in the IPC-05-28 general rate case was 14.
million megawatt-hours (MWh).The Company s 2007 annual
normalized system load used in this case is 15.6 million
MWh, an approximate 5.4 percent two-year lncrease (15.
million MWh / 14.8 million MWh = 1.054 percent)
Please describe the change in total PURPA and
variable power supply expenses that corresponds to the 5.
percent higher loads of 2007.
The Company s determination of normalized
variable power supply expenses for the test year 2007 in
this case is $41.0 million (Page 1 of Exhibit 33).The
corresponding 2007 PURPA expense is $93.1 million for a
total 2007 PURPA and variable power supply expense of $134.
million ($41 million + $93.1 million = $134.1 million) The
SAID , DI
Idaho Power Company
Commission adopted 2005 normalized variable power supply
expenses for the test year 2005 were $47.2 million.The
corresponding test year 2005 PURPA expenses were $54.
million for a total 2005 PURPA and variable power supply
expense of $101.8 million ($47.2 million + $54.6 million =
$101.8 million) Total normalized PURPA and variable power
supply expenses have grown by $32.3 million ($134.1 million
- $101.8 million = $32.3 million)
How have market prices of energy changed in
the las t two years?
Market prices for energy are generally higher
than market prices two years ago.In the IPC-05-28 case
monthly-modeled surplus sales prices fluctuated from $13 per
MWh to $56 per MWh depending on market conditions.The
annual fluctuation of modeled surplus sales prices in that
case was from $23 per MWh to $47 per MWh.In this case,
monthly-modeled surplus sales prices fluctuate from $21 per
MWh to $118 per MWh.The annual fluctuation of modeled
surplus sales prices in this case is from $34 per MWh to $73
per MWh.Because the addition of generation from new PURPA
proj ects and the Horizon Wind proj ect exceeds the load
growth that the Company has experienced, the normalized
volume of surplus sales has increased from 2.6 million MWh
to 3.0 million MWh. During conditions when the Company is a
net purchaser of power, increases in market prices drive
SAID , DI
Idaho Power Company
power supply expenses higher.In the IPC-05-28 case,
monthly-modeled purchased power prices fluctuated from $13
per MWh to $135 per MWh depending on market conditions.
Annual fluctuation of modeled purchased power prices in that
case was from $18 per MWh to $95 per MWh.In this case,
monthly-modeled purchased power prices fluctuate from $15
per MWh to $165 per MWh.The annual fluctuation of modeled
purchased power prices in this case is from $42 per MWh to
$116 per MWh.In addition to the increases in purchased
power prices, the normalized volume of purchased power has
also increased from 367 thousand MWh to 401 thousand MWh due
to seasonal load growth.
How have coal prlces for Company owned plants
changed over the last two years?
The cost of coal at the Bridger plant has
increased from $12.52 per megawatt-hour to $14.51 per
megawatt-hour.The cost of coal at the Boardman plant has
increased from $12.62 per megawatt-hour to $13.91 per
megawatt-hour.The cost of coal at the Valmy plant has
increased from $16.51 per megawatt-hour to $22.06 per
megawatt-hour.Coal price increases are the result of a
number of factors that have increased the cost of mining.
Higher costs for steel , explosives , tires and diesel fuel as
well as higher costs to remove overburden associated with
deeper coal seams have combined to drive coal mining costs
SAID, DI
Idaho Power Company
higher.Once mined, coal is transported via railroad cars
again at higher costs than in 2005.Higher mining costs and
higher transportation costs result in higher ultimate fuel
costs.
How have modeled variable gas prices for
Company owned plants changed over the last two years?
For test year 2005, the Company modeled gas
prices at levels that later proved to be significantly below
actual experienced gas prices.Currently modeled gas prices
reflect residual effects of hurricane impacts, declining
natural gas production and higher Canadian demands for gas.
As a result, modeled Danskin variable gas prices have
increased from $61.84 per megawatt-hour to $98.32 per
megawatt-hour.Modeled Bennett Mountain variable gas prlces
have increased from $52.17 per megawatt-hour to $86.45 per
megawatt-hour.
In addi tion to the changes you have
discussed, have there also been some modeling improvements
slnce the last rate case?
Yes.In general , power supply modeling for
this case is more detailed than modeling in 2005.The
Northwest region was modeled as four distinct zones rather
than as a single zone.Transmission constraints were
determined for the four zones improving modeled flow of
generation from one zone to another.Also, simulations were
SAID , DI
Idaho Power Company
run on an hourly basis rather than a statistical sampling of
one hour out of every ten.
In light of load and resource growth, market
prlce changes, fuel cost changes and modeling improvements
do you believe the Company s modeled power supply expenses
represent a reasonable estimate of normalized power supply
expenses for the test year 2007?
Yes, I do.
Please summarize the sources and disposition
of energy as shown on page 1 of Exhibit 33.
From the summary information contained on
page 1 of Exhibit 33 it can be seen that for the test year
2007 , hydro generation supplies 8.7 million MWh while
thermal generation supplies 7.3 million MWh (Bridger 5.
Boardman 0., Valmy 1.8) from Company-owned generation
resources.Danskin and Bennett Mountain , as peaking plants,
operate intermittently, but offer significant contribution
at important times when resources and purchases are
inadequate to serve peak loads.Purchases of power come
from three sources:market purchases, contract purchases
other than PURPA , and PURPA purchases.PURPA purchases are
assumed at fixed normalized levels amounting to nearly 1.
million MWh.Because the PURPA purchases are fixed inputs
to power supply modeling, they are not shown on the variable
output summary, however, when combined with the market and
SAID, DI
Idaho Power Company
other contract purchases of 0.8 million MWh, total purchases
amount to 2.5 million MWh (1.7 million MWh + 0.8 million
MWh) .As a result, hydro generation contributes
approximately 47 percent (8.7 million MWh / 18.5 million MWh
= 47 percent) of the generation mix, thermal generation
contributes approximately 39 percent (7.3 million MWh / 18.
million MWh = 39 percent) and purchases contribute
approximately 14 percent (2.5 million MWh / 18.5 million MWh
= 14 percent) Of the over 18.5 million MWh consumed, 15.
million MWh are utilized for system loads while over 2.
million MWh are sold as surplus.
please describe the expense and revenue
information associated wi th the normalized operation that
you have just described as shown in Exhibit 33.
Exhibi t 33 contains variable expense and
revenue information limi ted to FERC accounts 501 , Fuel
(coal); 547, Fuel (gas); 555, Purchased Power; and 447,
Sales for Resale. Hydro generation has no assumed fuel
expense.Coal expenses of $119.5 million are comprised of
Bridger at $73.3 million, Valmy at $40.3 million and
Boardman at $5.9 million.Gas expenses amount to $7.
million.Purchased power expenses, not including PURPA,
amount to $57.3 million while surplus sales amount to $142.
million.Al together , net variable power supply expenses
amount to $41.0 million ($119.5 million + $7.1 million +
SAID, DI
Idaho Power Company
$57.3 million - $142.9 million = $41.0 million)
Power Cost Adjustment (PCA) changes
How do base level PCA expenses differ from
test year variable power supply expenses?
Base level PCA expenses differ from test year
variable power supply expenses in two ways.First, base
level PCA expenses include PURPA expenses.Second, base
level PCA expenses are determined for an April through March
time frame rather than a calendar year.April represents
the beginning of the runoff period that provides the basis
for the PCA proj ection.
What are the 2007 test year normalized PURPA
expenses?
The 2007 test year normalized PURPA expenses
amount to $93.1 million.
How do 2007 test year normalized PURPA
expenses compare to 2005 test year PURPA expenses?
The 2007 test year normalized PURPA expenses
of $93.1 million are $38.5 million greater than the $54.
million 2005 test year normalized PURPA expenses.In the
last two years, 18 contracted PURPA proj ects with 80 MW of
capaci ty have been added to the preVlOUS 75 proj ects.
What is the base level of PCA expenses for
test year 2007?
As I stated earlier in my testimony, the base
SAID , DI
Idaho Power Company
level of PCA expenses is the sum of the normalized variable
power supply expenses and normalized PURPA expenses.
this case , normalized power supply expenses amount to $41.
million and normalized PURPA expenses amount to $93.
million.The sum , $134.1 million , represents the new base
PCA expense level.
Have you supervised the preparation of an
exhibit that shows the derivation of the appropriate new PCA
regression formula to be used for proj ecting the next year
PCA expenses?
Yes.Exhibi t 35 was prepared under my
supervision to show the derivation of the new PCA regression
formula.
Please describe Exhibit 35.
Exhibit 35 consists of six columns.Column 1
shows the number of the observation from 1 to 78.Column 2
contains the PCA year corresponding to each observation;
observation 1 is 1928, observation 2 is 1929, and so on
through observation 78, which is 2005.Because the PCA year
is for months April through March of the following year,
there are only 78 observations instead of the 79 conditions
represented in Exhibit 33.Column 3 contains the April
through July runoff for each of the observation years 1928
through 2004.Column 4 contains the natural logari thrn of
the runoff value contained in Column Column 5 contains
SAID, DI
Idaho Power Company
the observed April through March annual power supply expense
based upon data from Exhibit 33, but reflecting PCA totals
rather than calendar year totals.Finally, Column
contains the regression predicted value of April through
March annual power supply expenses.
To the right of the columns are summary
output of certain regression statistics (such as r-square)
and formula coefficients.
please describe the new PCA regression
formula based upon Exhibit 35.
The basic PCA formula takes the following
form:Annual PCA expense = C1 - C2 * ln (Brownlee runoff) +
C3. The values of Cl , C2 and C3 are constant with the only
variable being Brownlee runoff.The equation without C3 is
used to predict net power supply expenses and is the direct
resul t of the regression analysis contained in Exhibit 35.
The constant C1 represents the prediction of annual net
power supply expense that would occur if there was zero
April through July Brownlee runoff.The value of Cl is
$2,922,910,107.In reality, the lowest April through July
Brownlee runoff contained in the observations is 1.
million acre-feet which occurred in the 1992 observation.
Because the regression provides a linear fi t
of a non-linear transformation, the value of C2 is somewhat
difficult to explain.Observed Brownlee runoff data in
SAID , DI
Idaho Power Company
acre-feet is first transformed by the natural logari thrn
function.For each unit increase in the natural logarithm
of the Brownlee runoff data the projection of annual power
supply expenses will be reduced by C2, which is
$187 037,566.The average natural logari thrn of Brownlee
runoff values, based upon the observations contained in
Exhibit 35, is 15.40.This value corresponds to a runoff of
approximately 4.9 million acre-feet (e A 15.40 = 876,801
million acre-feet) Wi th a runoff of 4.9 million acre-feet
and a natural logarithm of 15.40, the projected net power
supply expenses would be $42 531 591 ($2 922 910,107 -
$187 037,566 * 15.40).An increase of 1 to the natural
logari thm would result if the runoff was approximately 13.
million acre-feet (In(13,256,519) equals 16.40 which equals
15.40 + 1.0).With a runoff of 13,256,519 acre-feet, the
net power supply expenses would be $187,037,566 less than
$42,531,591 making the proj ection of power supply expenses a
negative $144 505,975 ($2,922 910,107 - $187 037 566 *
16.40) .
The natural logarithms of observed Brownlee
runoff ranged from 14.47 (1992 runoff) to 16.25 (1984
runoff) The difference, 1.78 (16.25 - 14.47), multiplied
by $187 037,566 equals approximately $333 million, which
represents the change in proj ected power supply expenses
from the highest water case (1984) to the lowest water case
SAID, DI
Idaho Power Company
(1992) .This range of potential varlance in variable net
power supply expenses is $112 million greater than was the
case in 2005.
The value of C3 is $93,080,631 the normalized
PURPA expense.Because the normalized PURPA expense is
quantified separately from net variable power supply
expenses it is added to net variable power supply expenses
to determine the PCA expenses.
What is the new PCA regression equation with
values inserted for the constants?
The new PCA regression equation is:
Annual PCA expense = 922,910,107
- $187 037,566 * ln (Brownlee runoff)
+ $93,080,631.
How does the range in proj ected power supply
expenses from high condition to low condi tion resulting from
this regression equation compare to the range of projected
power supply expenses in the previous regression equation?
The predictions of power supply expenses
based upon the regression observations contained in the
previous regression analysis ranged by $221 million from the
highest estimate to lowest estimate of power supply expenses
compared to the current range of $333 million.Higher
market prices introduce greater volatility in power supply
expenses.
SAID, DI
Idaho Power Company
please describe what is meant by the term
embedded" cost.
The term ~embedded" cost refers to an average
cost that is ~embedded" in the rates and charges paid by the
Company s customers.Included wi thin all customer class
rates is an embedded component related to the total of PURPA
and variable power supply expenses.There would also be
embedded components related to other generation related
expenses, transmission related expenses, distribution
related expenses, general and administrative expenses and
returns.All customer classes have the same embedded PURPA
and variable power supply cost because no customer class has
preferential rights to energy.As a resul t , the embedded
rate for PURPA and power supply expenses as reflected as a
component of the overall rate is determined by dividing the
test year total PURPA and variable power supply expenses by
the total system load.
What is the embedded total PURPA and variable
power supply expense rate at the generation level suggested
by Exhibi t 33?
The embedded total PURPA and variable power
supply expense rate at generation level is $8.59 per
megawatt-hour ($134,051,631 / 15,612 699 megawatt-hours =
$8.59 per megawatt-hour) .
Please describe what is meant by the term
SAID , DI
Idaho Power Company
~incremental" cost.
Incremental" cost is defined as the change
in expenses from one condition to a subsequent condition
divided by the change in load from the first condition to
the second.
What has been the incremental PURPA and
variable power supply rate to serve normalized load growth
since the last rate case , IPC-05-28?
Normalized load growth since the last rate
case, IPC-05-28 has been served at an incremental PURPA
and variable power supply rate of $40.70 per megawatt-hour
($32.3 million of increase in total PURPA and variable power
supply expenses divided by 793,547 megawatt-hours of load
growth) .
How does this $40.70 per megawatt-hour rate
of serving normalized load growth compare to the load growth
adjustment rate in the Company s PCA mechanism?
The load growth adjustment rate wi thin the
PCA mechanism became $29.41 per MWh on April 1, 2007 as a
resul t of Commission Order No.0215.
Have you supervised the preparation of an
exhibit to demonstrate the Company s expectation of
normalized variable power supply expenses for 2008?
Yes.Exhibit 36 shows the results of the
variable power supply expense normalization modeling for the
SAID , DI
Idaho Power Company
test year 2008.Loads are assumed to grow to 15.9 million
megawatt-hours. Resources were unchanged from 2007 levels
(including 2007 PURPA contracts and Horizon wind), but
resource costs and market prices were escalated to 2008
levels.Normalized 2008 variable power supply expenses
shown on page 1 of Exhibit 36 are $48.9 million.PURPA
expenses for 2008 remain at the 2007 level of $93.1 million
for a total 2008 normalized PURPA and variable power supply
expense of $142.0 million ($48.9 million + $93.1 million =
$142 million).
Page 1 of Exhibi t 36 shows the summary
results containing the 79-year average variable power supply
generation sources and expenses anticipated for test year
2008.Pages 2 through 80 contain results for each of the
individual water conditions 1928 through 2006.
What is the anticipated incremental rate to
serve normalized load growth in 2008?
The anticipated incremental rate to serve
load growth from 2007 to 2008 is equal to the change in
variable power supply expenses divided by the change in
load.Normalized load growth of 273,425 megawatt-hours
(15.9 - 15.6 million MWh) from 2007 to 2008 is estimated to
be served at an incremental cost of $7.9 million ($142.0 -
$134.1 = $7.9 million) The anticipated incremental rate to
serve load growth in 2008 is $29.16 per megawatt-hour
SAID , DI
Idaho Power Company
($7 974 300 / 273,425 million megawatt-hours = $29.16 per
megawatt-hour) .This $29.16 per megawatt-hour rate is very
close to the $29.41 per megawatt-hour specified in Order No.
30215.
In your opinion , why is the anticipated
incremental rate to serve normalized load growth in 2008
lower than the incremental rate to serve normalized load
growth from 2005 to 2007?
I believe that the incremental rate to serve
load growth between 2005 and 2007 is overstated because 2005
normalized variable power supply expenses were held at 2003
levels for ratemaking purposes.The agreement to not update
normalized variable power supply expenses to 2005 test year
levels was part of an overall settlement of revenue
requirement in Case No. IPC-05-28.
What load growth adjustment rate wi thin the
PCA do you propose beginning on January 1, 2008 to coincide
with the setting of new base rates?
In Order No. 30215 issued in Case No. IPC-
06-08, the Commission stated that the load growth adjustment
rate was ~intended to factor out the power supply costs
associated with changes in load.I believe that Exhibit 36
can appropriately be utilized to conclude that the
anticipated incremental variable power supply costs
associated with changes in load from the test year 2007 to
SAID , DI
Idaho Power Company
2008 is $29.16 per megawatt-hour.
Did Commission Order No.3 0215 direct the
Company in its next rate case to update the PCA load growth
adjustment factor utilizing updated marginal cost studies
and line loss data?
Yes.
Please define ~marginal" costs with relation
to PURPA and variable power supply costs.
Marginal" costs refer to a very specific
computational method of determining incremental costs for a
hypothetical situation where no model inputs change other
than load.Rather than measuring the change in total PURPA
and variable power supply expenses from one year to the next
and dividing by the change in load from the first year to
the next, marginal costs are determined based upon a
hypothetical instantaneous load change and the resulting
modeled expense change to serve that load change.In recent
analyses, marginal costs are also based upon a five-year
average.
At your direction , did the Company prepare
marginal cost analyses in conjunction wi th this case?
Yes.Exhibit 37 contains a quantification of
marginal energy costs at generation level (i. e. including
line losses) as $71.58 per megawatt-hour using standard
marginal cost methodology which include using a five year
SAID, DI
Idaho Power Company
average, in this instance, based upon 2007 through 2011
data.The annual marginal cost for the single year 2007 is
$67.74 per megawatt-hour.
Why is the $71.58 per megawatt-hour marginal
energy cost rate so much higher than your quantification of
anticipated incremental energy cost to serve load growth?
Marginal energy cost determinations are made
based upon an assumed instantaneous increase in loads and
holding all other factors constant.The instantaneous load
growth is served by a combination of additional generation
from Company used resources, additional purchased power from
other entities, and reduced surplus sales.Of these
factors, purchased power and surplus sales occur at market
prices which are currently high and which are anticipated to
escalate over the next 5 years.As a resul t the marginal
energy cost determinations look a lot like 5-year average
market prices.
Rather than assuming an instantaneous load
growth wi th all other factors being held constant, the
Company analysis contained in Exhibit 36 assumes load growth
occurs in the following year and that resource and market
costs have changed.The anticipated incremental cost of
serving load growth as quantified at $29.16 per megawatt-
hour reflects a reduced volume of surplus sales as a result
of serving load growth that will occur between 2007 and
SAID, DI
Idaho Power Company
2008; however , the value of the remaining surplus sales is
greater due to anticipated market price escalation between
2007 and 2008.This change in market price has the effect
of reducing the incremental cost of serving load growth , an
effect that is not captured in tradi tional marginal cost
evaluations.The rate at which load growth is served
between rate cases is simply not the same as costs derived
in a traditional marginal cost study.
What would be the result of setting the load
growth adjustment rate at $71.58 and then experiencing a
normal" 2008 condition?
As I have testified based upon the
information contained in Exhibi t 36, the Company expects
that a ~normal" 2008 condition would result in load growth
of 273,425 megawatt-hours served at an additional expense of
$7 .9 million.A load growth adjustment rate of $71.58 would
remove $19.6 million (273,425 megawatt-hours * $71.58 per
megawatt-hour = $19,571,762) from PCA consideration.This
$19.6 million adjustment would remove $11.7 million ($19.
million - $7.9 million) more than the incremental cost of
serving load growth.
Do you recommend any additional PCA
computational changes wi th the establishment of the new PCA
regression formula?
Yes.There are two PCA computational factors
SAID, DI
Idaho Power Company
that need to be updated as a result of the current review of
power supply expenses.First, for PCA proj ection
calculations, a new normalized base PCA rate can be
determined.Second , a new Idaho jurisdictional percentage
can be determined.
Have you supervised the development of an
exhibit to determine the PCA computational factors you have
just mentioned?
Yes, Exhibit 38 is a one-page exhibit
detailing the appropriate computation of the PCA factors I
have outlined.
What is the first computation shown on
Exhibi t 38?
The first computation recaps the normalized
PCA computation that I have discussed throughout my
tes timony .The only addition is inclusion of cloud seeding
expenses and revenues that I will discuss later in
testimony.The new normalized PCA expenses for 2007 test
year amount to $132.8 million compared to the previous
$100.9 million settlement value from the 2005 test year.
please discuss the normalized Base PCA rate
computation contained in Exhibit 38.
The computation of the normalized Base PCA
rate is equal to the $132.8 million normalized PCA expenses
divided by the normalized system sales value of 15,612 699
SAID, DI
Idaho Power Company
MWh.The resulting PCA base rate is 0.8506 cents per kWh or
$8.51 per megawatt-hour.
How does the Company-proposed load growth
adjustment rate compare to the PCA base rate of $8.51 per
megawatt-hour?
The Company proposed load growth adjustment
rate of $29.16 per megawatt-hour is 3.4 times the embedded
base rate of $8.51 per megawatt-hour.Alternatively, the
marginal cost rate of $71.58 is approximately 8.4 times the
embedded base rate.
Please discuss the Idaho jurisdictional
percentage computation contained in Exhibit 38.
The Idaho jurisdictional firm load
(14,784 934 MWh) divided by the system firm load number
(15,612 699 MWh) results in an Idaho jurisdictional
percentage of 94.7 percent.This is up from 94.1 percent in
2005 due to the loss of Weiser as a FERC jurisdictional
cus tomer and more rapid growth in Idaho than in Oregon.
Revenue Requirement Adjustments
In addition to the normalized 2007 PURPA and
variable power supply information that your provided to Ms.
Schwendiman, did you also instruct her to make additional
adjustments to the 2007 revenue requirement determination?
Yes.I instructed Ms. Schwendiman to make
adjustments related to cloud seeding, imputed revenues for
SAID, DI
Idaho Power Company
annualizing adjustments for certain transmission projects,
and inclusion of specific land held for future use for rate
base consideration.
Were cloud seeding costs and benefits allowed
by the Commission in Case No. IPC-05-28?
Yes.
What are
for the 2007 test year?
the estimated cloud seeding expenses
The estimated cloud seeding expenses for test
year 2007 are $892,084.
What benefit to cost ratio did you instruct
Ms. Schwendiman to use in order to estimate cloud seeding
revenues?
I instructed Ms. Schwendiman to use cloud
seeding revenues equal to 1.6 times cloud seeding expenses.
This resulted in a benefit of $1,427,334 (1.6 * $892,084 =
$1,427 334) in her revenue requirement calculations.
Did you also instruct Ms. Schwendiman to
include imputed revenue associated wi th certain annualized
transmission proj ects?
Yes.The Commission in Order No. 29505
issued in Case No. IPC-03-13 stated that it is cri tical
to match revenues and expenses to these plant additions
when referring to known and measurable additions.The
Commission used a proxy for additional revenues stating that
SAID, DI
Idaho Power Company
the Company had ~not adequately quantified" such additional
revenues.The Company, in Case No. IPC-05-28, introduced
a methodology for imputing revenues.That case was settled.
In its filing in this Case the Company has included a
quantification of revenues associated with annualizing
adjustments to transmission and distribution plant in the
same manner as it did in 2005.
Please describe the Company s method of
quantifying revenues associated with the annualizing
adjustments to plant.
In order to estimate the additional revenues
that the Company would receive as a result of adding the
plant reflected in the annualizing adjustments, I requested
the preparation of Exhibit 39.Page 1 of Exhibi t 39 shows
the quantification of the revenue credit associated with the
annualizing plant adjustment.Page 2 of Exhibi t 39 shows
the planned use of those additional facilities annualized in
the Company s 2007 test year.Based upon the system
anticipated loads to be served via those facilities by year
end 2007 (24 020 MWh) and the system average revenue per MWh
($15.42 per MWh), the imputed revenue associated with the
annualized transmission and distribution addi tions is
$328,357 for the Idaho jurisdiction.This is approximately
1 percent of the Idaho jurisdictional revenue requirement
resul ting from these additional investments.
SAID, DI
Idaho Power Company
How does this 5.1 percent imputation of
revenue compare to the imputation of revenue from similar
assets in Case No. IPC-05-28?
The imputation of revenue in 2005 was
approximately 31.7 percent of the transmission and
distribution cost included in the annualizing adjustments.
The reduction to the percentage of revenue imputation is a
direct result of the nature of the annualized investments in
thi s case.Most of the annualized investments in this case
are for the purposes of system reliability, compliance, or
environmental improvement rather than being related to load
growth.
Did you instruct Ms. Schwendiman to include
certain plant held for future use in test year 2007 rate
base?
Yes.The Idaho legislature made changes to
Idaho Code ~ 61-502A that allows the Commission to set rates
for utili ties that include a return on property held for
future use if the Commission makes an explicit finding that
allows such a return is in the public interest.
envisioned in Idaho Code Section 61-502A, I requested a
review of land acquired by Idaho Power Company for use as
the si te of future transmission or distribution substations.
I received a list of acquired properties that are
anticipated to be used in their entirety for substation use.
SAID , DI
Idaho Power Company
Exhibi t 40 is a three page exhibit that provides information
concerning land held for future use.Page 1 of Exhibit 40
contains all plant held for future use. Page 2 of Exhibit 40
contains a memo I received detailing anticipated use of the
land owned.I instructed Ms. Schwendiman to include only
those properties that the Company envisioned using in their
entirety.Page 3 of Exhibit 40 lists those properties.
propose that the Commission explicitly authorize the Company
to earn a return on these pieces of property based upon a
finding that acquisition of these pieces of property is in
the public interest.
Why is acquisi tion of these properties in the
public interest?
Purchasing land for substations prlor to the
time the facili ties are constructed often saves customers
money ln the long run.When growth occurs in an area, it
can be very difficult and expensive to compete with
developers for land.Also, early purchase of property for
substations help local planners understand where Idaho
Power s infrastructure will be located.
Revenue Requirement Observations and Conclusions
please summarize why Idaho Power Company
utilizing a full forecast test year 2007.
The fundamental reason that Idaho Power is
utilizing a full forecast test year is to address current
SAID, DI
Idaho Power Company
concerns regarding regulatory lag.In each of the last two
rate cases, rates resulting from a test year were
implemented 5 months after completion of the test year (2003
test year rates became effective June 1, 2004 and 2005 test
year rates became effective June 1, 2006).A full forecast
test year allows rates based upon a 2007 test year to become
effective on January 1 , 2008, the day following the test
year.
Do you envision that given normal condi tions
in 2008, rates based upon a 2007 test year will provide the
Company an expectation of earning its authorized rate of
return in 2008?
No.
Did you instruct Ms. Schwendiman to prepare
an exhibit to quantify the expected return that the Company
would earn in 2008 given normal conditions?
Yes.Ms. Schwendiman prepared Exhibi t 31 at
my reques t .Exhibi t 31 is a revenue requirement
determination for 2008 based upon forecasted investment (but
not including the new Danskin plant or hydro relicensing)
and expense levels for 2008 and revenues assuming that 100
percent of our current request is approved.Page 1 of
Exhibit 31 shows that under those assumptions, the Company
would earn 7.86 percent on its investments from the Idaho
jurisdiction rather than the 8.56 percent envisioned when
SAID, DI
Idaho Power Company
establishing rates.Simply stated, rates for 2008 based
upon the 2007 test year will be inadequate for the Company
to earn its authorized rate of return under normal
condi tions.
What is the Company s Idaho jurisdictional
revenue deficiency based upon these 2007 test year amounts?
The Company s Idaho jurisdictional revenue
requirement is $681,765,526 for the 2007 test year.Curren t
rates in the Idaho jurisdictional generate $617 820,268
revenues resulting in a revenue deficiency of $63,945,258 in
the Idaho jurisdiction.
What will the Idaho jurisdictional revenue
requirement be in 2008?
The Company envisions a revenue requirement
of $718,772 782 in 2008.
If the Company s request in this proceeding
is granted in its totality, what amount of revenues would be
generated in Idaho in 2008?
Revenues in 2008 would be $695,423,270
leaving the Company $23,349,512 short of its revenue
requirement.In a high growth period such as the Company is
currently experiencing, this regulatory lag is significant.
Does that conclude your testimony?
Yes, it does.
SAID , DI
Idaho Power Company
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Cogeneration and Small Power Production
Rate Department Normalized Infonnation
January 31. 2007
Assumptions:
Only IPUC approled agreerrents included in this Report
No Contract Expiratbns
Estimated Generation based an roling 5 year a"'rage 01 actual output, or less than 5 years il the project does not hale 5 years 01 history
New project with no history, used 100% 01 the contract estimated generation
II a project on line date or estimated an line date OCQJrs in any month 01 the year, a ILJI12 months 01 estirmted dated is included for that ertire year.
Arrow Rack Wnd Project is not inciuded in this forecast as the Ageement has been taminated
Additionai Projects - Bennett Creek Wind Farm, Hot Springs Wind Farm and Alkali Wind Farm have been filed at the IPUC seeking approval of the agreements, As of January 31 2007
they have not been appealed,
Projects on line as of
December 31, 2006
Averaoe
MWh
Jan 090
Feb 45,828
Mar 922
Apr 975
May 888 132
Jun 103 106 143
Jul 107,906 145
Aug 104 164 140
Sep 371 123
Oct 283
Nov 345
Dee 936
883 811 ----;o:r
Projects on line as of
Total oavment
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Feb 705 935
Mar 508 510
Apr 233 918
May 385840
Jun 912 967
JuJ 328 178
Aug 078,848
Sep $5,408622
Oct 757 964
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Dee $3155544
$52 430,464
Prolects estimated to come on line dlrino 2007
Wind Prolects Other Prolects Total
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000 328 329
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42,405 964 369
851 976 826
520 443 111 978 632,421
Known Rate chan es In exlstino oro ect, plus new 2007
New Wind Prolects Other Projects Total oavment
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$2,523 122 $424364 947,486
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912 799 $75 046 987 845
$1,767 268 $242362 009 630
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$2,188 355 $773,536 941 890
051 766 $725,499 777 266
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$2,742 727 $550 358 293 085
$3 224,334 $554525 $3778860
$27,617 272 607 511 $33,224,783
Additional Pro ects
estimated to come on Projects estimated to
line durJng 2007 (All come on line after
WInd)ear end 2007 Total
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932 150 632 209
835 134 697 181
590 110 304 154
12,782 121 524 163
142 556 658788 ---w9
Additional Pro ecls New Pro ects Total
Total oavment Total oavment Total oavment
$572,087 078 695
$668195 322 616
$530704 331 803
$531.736 753,499
$466718 882 188
$663591 $10 511 097
$662251 $10,932 320
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$576013 755 074
$623 581 357 533
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$808 933 $7741336
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Exhibit No. 34
Case No, IPC-07-
G. Said, IPC
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PCA REGRESSION DERIVATION
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-,-
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14-1941 3,767 989 15.14 $15 1942 4 888,149 15.40 $16 1943 9 052,071 16.02 $17 1944 3 318,538 15.02 $f------ 18 1945 4,671,061 15.36 $19 1946 6 766 869 15.73 $20 1947 5,205,971 15.47 $21 1948 5,805,875 15.57 $22 1949 5,334,181 15.49 $23 1950 6.400,584 15.67 $24 1951 6,470,770 15.68 $25 1952 10,299.443 16.15 $26 1953 5,921638 15.59 $27 1954 5,507,005 15.52 $28 1955 3,483,175 15.06 $29 1956 7 815,174 15.87 $
----
1957 7,798,559 15.87 $1958 7,433,507 15.82 $
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32 1959 , 3,816,887 15.15 $33 1960 I 4,245,918 15.26 $i -- 34 1961 - 3,092 766 14.94 $I:.. 35 1962 -- 4.484 164 15.32 $36 1963 4 557 294 15.33 $
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37 1964 - 5,552 348 15.53 $38 1965 8.419,011 15.95 $39 1966 3,496,728 15.07 $40 1967 4 703,464 15.36 $41 1968 3,359,176 15.03 $,....-- -, 42 1969 6,814.487 15.73 $,- 43 1970 6,133,178 15.63 $-, 44 1971 10,273,883 16.15 $45 1972 7,762,679 15.86 $46 1973 3,888,739 15.17 $47 1974 9,594,874 16.08 $48 1975 8,059,885 15.90 $49 1976 7,195,918 15.79 $50 1977 2,145.455 14.58 $51 1978 5,101,863 15.45 $52 1979 3 888 971 15.17 $53 1980 5,857,990 15.58 $54 1981 4,187,686 15.25 $
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(187 037 566)
Exhibit No. 35
Case No. IPC-07-
G. Said, IPC
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IP
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EMS System
Elkhorn Wind Generator
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Line:
KRFT-STKY Build 32 Miles
MCAL-LKFK New Line
Borah West Upgrade
Subtotal
Production:
Thermal:
V2 DCS System Install
Evaporation Pond Liners
Subtotal
IDAHO POWER COMPANY
ANNUALIZING PLANT ADDITIONS
REVENUE CREDIT CALCULATION
Load
Growth
05-
Hydro:
Cornpliance-Upper Pahsimeroi Hatchery Rebuild
Compliance-Lower Malad Fish Passage
Subtotal
General:
Land:
Star Operations Center
Subtotal
Total
570
Total Plant Adjustment Idaho Revenue Requirement
Imputed Revenues as a Percent of Idaho Revenue Requirement Adjustment
Load Growth
Energy
at a 60%
Load Factor
Imputed
Load
Growth
Revenues
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019 920 $370,387
$370 387
$370 387
$6,485 311
puted Revenues by Jurisdiction
Idaho 88.65% $328 357
Oreaon 11,35% $42,030Total System $370 387
Exhibit No. 39
Case No. IPC-O7-
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As per your request, I have reviewed the list of Account 105, Electric Plant Held for
future use entries and have identified those acquisitions of land for transmission or
distribution substations that are planned to be fully utilized (i.e. not split for partial
utilization) for future substations. Those sites are as follows:
Amity Station
Castlerock Transmission Station
Columbia Station
Dry Creek Station
Filer Substation
Hillsdale Substation
Boise Bench Transmission Station
Kimberly Substation
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Long Valley Transmission Station (now known as Lake Fork)
Melba Substation
Mora Substation
Wagner Substation
Sites that probably will be split prior to use include:
Beacon Light Substation
Cherry Substation
Donnelly McCall Transmission Land R/W
Jump Substation
Sites that mayor may not be split include:
Mayfield Transmission Station
Midpoint Transmission Station
State Substation
Shellrock Transmission Station
Ustick Substation
Exhibit No. 40
Case No, IPC-07-
G. Said, IPC
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IDAHO POWER COMPANY
PLANT HELD FOR FUTURE USE
TEST YEAR ENDING DECEMBER 31, 2008
LAND
Distribution
Amity Station
Columbia Station
Filer Substation
Hillsdale Substation
Kimberly Substation
Lansing Substation-just purchased
Melba Substation
Mora Substation
Wagner Substation
Transmission
Castlerock Transmission Station
Dry Creek Station
Boise Bench Transmission Station
Long Valley Transmission Station (now known as Lake Fork)
Total Plant Held For Future Use
$153,751
$103,955
$27 813
$154,495
$15 097
$29 321
$11 554
$91,452
$587,438
024
$29,379
$179 904
$41 958
$255 265
$842,703
Exhibit No. 40
Case No. IPC-07-
G. Said, IPC
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