20100120Wright Direct.pdf

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2010 JAN /9
PH 4: 47
BEFORE THE IDAHO PUBLIC UTILITIES COMMISSION
IN THE MATTER OF THE APPLICATION
OF IDAHO POWER COMPANY TO
ESTABLISH ITS BASE LEVEL FOR
NET POWER SUPPLY EXPENSES
FOR 2010.
CASE NO. IPC-E-10-01
IDAHO POWER COMPANY
DIRECT TESTIMONY
OF
SCOTT L. WRIGHT
1 Q.Please state your name, business address,
2 and present position' wi th Idaho Power Company.
3 A.My name is Scott L. Wright. I am employed
4 by Idaho Power Company ("Idaho Power" or "Company") as a
5 Pricing Analyst in the Pricing and Regulatory Services
6 Department. My business address is 1221 West Idaho Street,
7 Boise, Idaho 83702.
8 Q .Please describe your educational background.
9 A.I received a Bachelor of Science degree in
10 Business Economics from Eastern Oregon Uni versi ty. I have
11 also attended the Center for Public Utilities' Practical
12 Skills for a Changing Electric Industry course at New
13 Mexico State Uni versi ty in Albuquerque, New Mexico.
14 Q.Please describe your work experience.
15 A.In May 1998, I accepted a position as
16 Research Assistant with Idaho Power Company in the Pricing
17 and Regulatory Services Department. In March 2007, I was
18 promoted to a Pricing Analyst. As a Pricing Analyst, I am
19 responsible for running the AURORAxmp model ("AURORA") to
20 calculate net power supply expenses ("NPSE") for ratemaking
21 purposes, as well as the marginal cost of energy used in
22 the Company's marginal cost analysis. I have worked on
23 Bonneville Power Administration's Average System Cost
24 Methodology and the WP-07 Supplemental rate case
WRIGHT, DI 1
Idaho Power Company
1 proceeding. I also provide analytical support for other
2 regulatory acti vi ties wi thin the Pricing and Regulatory
3 Services Department as well as providing testimony in
4 Company filings.
5 Q.What is the purpose of your testimony?
6 A.On January 13, 2010, the Idaho Public
7 Utili ties Commission ("Commission") issued Final Order No.
8 30978, in Case No. IPC-E-09-30, approving a settlement
9 Stipulation ("Stipulation") regarding the establishment of
10 regulatory and ratemaking provisions to be in place until
11 January 1, 2012. The purpose of my testimony is to comply
12 with provision number 7.1 of the Stipulation.
13 Q.Please describe provision number 7.1 of the
14 approved Stipulation.
15 A.Provision number 7.1 of the approved
16 Stipulation provides for an update of the Company's base
17 NPSE. To accomplish this update, the Company is required
18 to file a request with the Commission to change the base
19 level of NPSE prior to the June 1, 2010, PCA rate change.
20 The intent of provision 7.1 is to establish the base level
21 NPSE to be used prospectively for both base rates and PCA
22 calculations. Parties to the Stipulation agreed to review
23 the revised NPSE and to work toward an agreement on the
24 maximum amount of change to be allowed for the Company's
WRIGHT, DI 2
Idaho Power Company
i base NPSE increase. The actual increase will be dependent
2 upon the magnitude of any PCA decrease determined
3 subsequent to the Company's PCA filing in April. My
4 testimony compares the 2010 test year NPSE with the
5 previous variable power supply expenses that were approved
6 in the 2008 general rate case, IPC-E-08-10.
7 Q.How does the Company propose to adjust its
8 base NPSE if the PCA reduction is not large enough to meet
9 the maximum allowed amount per the Stipulation?
10 A.If the Company's PCA reduction is not large
11 enough to allow for 100 percent of the calculated NPSE
12 increase to be recovered in base rates, the Company
13 proposes to increase the base level NPSE by the amount
14 allowed by the PCA decrease per the terms of the
15 Stipulation. Further, the Company proposes to adj ust each
16 category of NPSE in the same proportions established by the
17 2010 NPSE approved in this case. For example, if coal
18 expense, Account 501, represented 30 percent of the total
19 base level 2010 NPSE, 30 percent of the allowed increase in
20 base level NPSE would be attributed to Account 501, coal
21 expense.
22 Q.Please explain how variable power supply
23 expenses are typically normalized in general rate case
24 proceedings.
WRIGHT, DI 3
Idaho Power Company
1 A.Due to the high variability of power supply
2 expenses, the Commission has historically used a normalized
3 value for ratemaking purposes. The Company uses the AURORA
4 model to provide the Commission with a snapshot of what
5 "normal" expectations for variable power supply expenses
6 will be for the test year. Power supply expense modeling
7 provides information for the following FERC accounts: fuel
8 expense, FERC Accounts 501 and 547; purchased power
9 expense, FERC Account 555; and surplus sales revenue, FERC
10 account 447. The remaining power supply accounts are not
11 addressed in AURORA.
12 Q.Please define the tetm "variable power
13 supply expenses" as the Company and Commission have used
14 the term historically.
15 A.The Company and Commission have historically
16 used the term "variable power supply expenses" as the sum
17 of fuel expenses (FERC Accounts 501 and 547) and purchased
18 power expenses (FERC Account 555) not including purchases
19 from qualifying facilities ("PURPA") the Public Utilities
20 Regulatory Policy Act of 1978, minus surplus sales revenues
21 (FERC Account 447). The resulting calculation is often
22 referred to as "net power supply expenses." PURPA expenses
23 are quantified outside of AURORA; however, PURPA energy is
24 modeled in the AURORA simulation.
WRIGHT, DI 4
Idaho Power Company
1 Q.Does the Company include any other
2 categories of expense or revenue in the base level NPSE
3 used for PCA computations?
4 A.Yes. In addition to the expense and revenue
5 categories I just described, the base level NPSE included
6 in the Company's PCA computations also include third-party
7 transmission expense (FERC Account 565), water leasing
8 expense (FERC Account 536), and revenue from marginal cost-
9 based special contract pricing (FERC Account 442). Like
10 PURPA expenses, these NPSE categories are quantified
11 outside of AURORA.
12 Q.Please explain how the Company arrives at a
13 "normalized" look at variable power supply expenses for
14 ratemaking purposes.
15 A.In order to "normalize" variable power
16 supply expenses, the Company uses AURORA to model each
17 water condition dating back to 1928 using current loads and
18 current resources. At this time, 81 water conditions have
19 been evaluated to develop an average or normalized NPSE.
20 This methodology was adopted by the Idaho Public Utilities
21 Commission in 1981 and has been used in general rate
\22 proceedings ever since.
WRIGHT, DI 5
Idaho Power Company
1 Q.Have any changes been made to the Company's
2 modeling of power supply expenses since the Company's last
3 general rate case?
4 A.Yes. The Company has made several changes
5 to the manner in which it models power supply expenses
6 since the Company's last general rate case, Case No. IPC-E-
7 08-10. First, in previous rate proceedings, the Company
8 modeled its hydro facilities within two aggregate groups:
9 "run of river" and "Hells Canyon Complex." To reduce any
10 over- or under-generation that aggregating the plants may
11 cause, the Company has expanded the aggregated water
12 categories to reflect all hydro plants modeled
13 individually. Next, the operational minimums and maximums
14 of the hydro plants were updated to be consistent with the
15 minimums and maximums used for the Integrated Resource
16 Plan. Finally, the transmission links wi thin AURORA were
17 updated to reflect current capacities of transmission
18 lines.
19 Q.Please describe the changes in system loads
20 since the Company's last general rate case.
21 A.The current economy has affected load growth
22 in the near-term and has been reflected in test year loads.
23 The Company's annual normalized system load used in its
24 last general rate case was 15.9 million megawatt-hour
WRIGHT, DI 6
Idaho Power Company
1 ("MWh"). The Company's 2010 annual normalized system load
2 used in this case is 15. 7 million MWh, a decrease of
3 2 0 0 , 0 0 0 MWh.
4 Q.Have any new large single loads entered into
5 contracts with the Company since the Company's last general
6 rate case?
7 A.Yes. Hoku Materials, Inc. ("Hoku"), a
8 producer of polysilicon, initially signed a special
9 contract to receive service beginning in June 2009. The
10 contract was later modified to become effective in December
11 2009.
12 Q.Please explain the Hoku contract.
13 A.The Electric Service Agreement ("ESA")
14 between the Company and Hoku is separated into two revenue
15 blocks. The first block revenues of the contract are
16 primarily the result of market based rates, while the
17 second block revenues result from embedded cost-based
18 rates. The energy component of the first block revenues is
19 treated in a manner similar to surplus sales revenue, which
20 reduces the NPSE.
21 Q.Please explain the accounting treatment for
22 the energy component of the Hoku first block revenues.
23 A.The energy component of the Hoku first block
24 revenues will be tracked in a subaccount of Account 442,
WRIGHT, DI 7
Idaho Power Company
1 Commercial and Industrial sales. The Code of Federal
2 Regulations prohibits the booking of the Hoku first block
3 energy revenues in Account 447, Surplus Sales.
4 Q.Will system customers still receive benefits
5 from the energy component of the Hoku first block revenues
6 even though those revenues are not being booked in Account
7 447, Surplus Sales?
8 A.Yes. Even though the energy component of
9 the Hoku first block revenues is being booked in Account
10 442, the Company will adjust PCA computations to ensure
11 that customers still receive the benefit similar to the
12 benefits of off-system sales.
13 Q.What other changes have occurred since the
14 last general rate case?
15 A.The cost of coal burned at the Bridger plant
16 has increased, thereby increasing the fuel cost portion of
17 power from the plant from $ 1 6.12 per MWh to $21.29 per MWh.
18 The cost of coal burned at the Boardman plant has
19 increased, thereby increasing the fuel cost portion of
20 power from the plant from $14.36 per MWh to $18.07 per MWh.
21 The cost of coal burned at the Valmy plant has increased,
22 thereby increasing the fuel cost portion of power from the
23 plant from $24.12 per MWh to $30.44 per MWh.
WRIGHT, DI 8
Idaho Power Company
1 Q.What are the factors that are driving the
2 increase in coal prices?
3 A.Coal price increases are the result of a
4 number of factors, principally the costs of mining and
5 transportation. Higher costs for steel , explosives, tires,
6 and diesel fuel as well as higher costs to remove
7 overburden associated with deeper coal seams have combined
8 to drive coal mining costs higher. Once mined, coal is
9 transported via railroad cars, again at higher costs than
10 in prior years. Finally, higher world market prices for
11 coal have extended upward pressure on coal prices.
12 In addition, historic costs at Bridger and Valmy
13 have remained relatively low due to long-term coal supply
14 contracts that expired at the end of 2009. These contracts
15 are being replaced with newly negotiated agreements
16 starting in 2010. The base price of these new agreements
17 reflect the higher costs associated with current conditions
18 that were mentioned above. While the new contracts provide
19 for escalation during the five-year term of the contracts,
20 the annual increases to be experienced over the next five
21 years are not anticipated to be of the same magnitude as
22 the single year change from 2009 to 2010 that will occur
23 with the beginning of the new contracts.
WRIGHT, DI 9
Idaho Power Company
1 Boardman has a new coal supply agreement in place
2 that began in 2009 that includes a specified price increase
3 for 2010. This one-year increase was not as significant as
4 the one-year increases for Bridger and Valmy, which
5 resulted from legacy contracts being replaced with new
6 contracts.
7 Q.Have natural gas prices changed since the
8 Company's last general rate case?
9 A.Yes. Natural gas prices have declined since
10 the Company's last general rate case. The average Henry
11 Hub gas price for the last general rate case was $ 7. 74 per
12 MMBtu, compared to the average Henry Hub gas price of $5. 79
13 per MMBtu used to prepare this case, a decrease of $1.95
14 per MMBtu.
15 Q.Has the Company changed its approach to the
16 use of gas prices for power supply modeling purposes since
17 the Company's last general rate case?
18 A.Yes. Consistent with the Commission's
19 preference detailed in Order No. 30722, the Company has
20 used a single gas price to be used for all water condition
21 scenarios. In its last general rate case, the Company
22 prepared the test year NPSE using multiple gas prices
23 depending upon water scenarios.
WRIGHT, DI 10
Idaho Power Company
1 Q.Have you prepared an exhibit to quantify the
2 normalization of variable power supply expenses consistent
3 with the changes you have described in your testimony?
4 A.Yes. Exhibit No. 1 shows the results of the
5 variable power supply expense normalization modeling for
6 the 2010 test year. Page 1 of Exhibit No.1 shows the
7 summary results containing the 81 -year average variable
8 power supply generation sources and expenses.
9 Q.Please summarize the sources and disposition
10 of energy shown on Exhibit No.1.
11 A.Hydro generation supplies 8. 7 million MWh,
12 approximately 47 percent (8. 7 million MWh / 18.5 million
13 MWh = 47 percent) of the generation mix. Thermal
14 generation supplies 7.2 million MWh (Bridger 5.0, Boardman
15 0.4, Valmy 1.8), approximately 39 percent (7.2 million MWh
16 / 18.5 million MWh = 39 percent) of the generation mix.
17 Danskin and Bennett Mountain are peaking units so they
18 supply energy at times when resources and/or transmission
19 lines are constrained. Purchases of power are made up of
20 short-term and longer-term market purchases and PURPA.
21 PURPA purchases are normalized and account for nearly 1.5
22 million MWh. PURPA purchases are not included on Exhibit
23 No.1; however, when combined with market purchases of 1.1
24 million MWh, total purchases amount to 2.6 million MWh (1.5
WRIGHT, DIll
Idaho Power Company
1 million MWh + 1.1 million MWh = 2.6 million MWh) or
2 approximately 14 percent (2.6 million MWh / 18.5 million
3 MWh = 14 percent) of the generation mix. Of the 18.5
4 million MWh consumed, 15. 7 million MWh are utilized for
5 system loads while nearly 2.8 million MWh are sold as
6 surplus.
7 Q.Please describe the expense and revenue
8 information associated with the normalized operation you
9 described in Exhibit No.1.
10 A.Exhibi t No. 1 contains variable power supply
11 expense and revenue information limited to FERC Accounts
12 501, Fuel (coal); 547, Fuel (gas); 555, Purchased Power;
13 and 447, Sales for Resale. Hydro generation has no assumed
14 fuel expense. Coal expenses of $167.6 million are
15 comprised of Bridger at $106.9 million, Valmy at $54
16 million, and Boardman at $6.7 million. Gas expenses of
17 $6.1 million are comprised of Danskin at $5.4 million and
18 Bennett Mountain at $0.7 million. Purchased Power expenses
19 (excluding PURPA) amount to $ 66.4 million, surplus sales
20 expenses amount to $ 91.3 million, and the Hoku first block
21 energy revenue amounts to $15.8 million. The sum of these
22 components sets the NPSE amount at $133 million (excluding
23 PURPA) (167.6 + 6.1 + 66.4 - 91.3 - 15.8).
WRIGHT, DI 12
Idaho Power Company
1 Q.Please describe any changes to PURPA
2 contracts since the Company's last general rate case.
3 A.The Company's last general rate case
4 estimated that 127 aMW of PURPA generation would be
5 available whereas the 2010 test year anticipates 169 aMW
6 will be available, an increase of 42 aMW.
7 Q.How has the annual PURPA expense changed
8 since the Company's last general rate case?
9 A.As a result of the increase in PURPA
10 generation expected in 2010, the annual PURPA expense for
11 the 2010 test year has changed from $63.3 million to $87.8
12 million, an increase of $24.5 million.
13 Q.Have you prepared an exhibit detailing the
14 2010 test year PURPA proj ect generation and expense?
15 A.Yes. Exhibit No. 2 shows the generation and
16 expenses associated with PURPA proj ects that will be on-
17 line during the 2010 test year.
18 Q.Have you prepared an exhibit detailing the
19 NPSE for the 2008 test year?
20 A.Yes. Exhibit No. 3 is from Case No. IPC-E-
21 08-10, the Company's last general rate case, as approved by
22 the Commission.
WRIGHT, DI 13
Idaho Power Company
1 Q.Has the Company quantified third-party
2 transmission expense (FERC Account 565) and water leasing
3 expense (FERC Account 536) for the 2010 test period?
4 A.Yes. On a system-basis for 2010, the
5 Company has projected third-party transmission expense to
6 be $8.3 million and water leasing expense to be $1.8
7 million.
8 Q.Have you prepared an exhibit that presents
9 the total difference between the 2008 and 2010 base level
10 NPSE that would represent the maximum adjustment to base
11 level NPSE allowed under the Stipulation?
12 A.Yes. Exhibit No. 4 provides the difference
13 between the 2008 and 2010 base level NPSE on a system basis
14 and Idaho jurisdictional basis along with the applicable
15 allocation percentage. The system difference is $78.4
16 million, while the Idaho jurisdictional difference is $ 7 4.8
17 million.
18 Q.Does that conclude your testimony?
19 A.Yes, it does.
WRIGHT, DI 14
Idaho Power Company
BEFORE THE
IDAHO PUBLIC UTILITIES COMMISSION
CASE NO. IPC-E-10-01
IDAHO POWER COMPANY
WRIGHT, DI
TESTIMONY
EXHIBIT NO.1
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BEFORE THE
IDAHO PUBLIC UTILITIES COMMISSION
CASE NO. IPC-E-10-01
IDAHO POWER COMPANY
WRIGHT, DI
TESTIMONY
EXHIBIT NO.2
Idaho Power Company
Cogeneration and Small Power Production
Rate Department Normalized Information
July 17, 2009
Assumptions:
Only IPUC approved agreements included in this Report
Estimated Generation based on rolling 5 year average of acual output, or less than 5 years if the pro does not have 5 years of
history
New project wih no history, used 100% of the cotract estimated generation
If a project on-line date or estimated on-line date occurs in any month of the year, a full 12 months of estimated dated is incuded
for that entire year,
Jan
Feb
Mar
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May
Jun
Jul
Aug
Sep
Oct
Nov
De
Project estimated to Projec estimate to com
Project on line as of com on line dunng on line after year end 2009
December 31, 2008 2009 tall durina 201m Totl
Average Average Average
MW MW MWh MW MWh Average MW MWh MW
53,46 72 7,600 10 31,408 42 92,474 124
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81,385 113 6,180 9 41,363 57 128,927 179
105,190 141 5,09 7 38,921 52 149,205 201
111,623 155 5,06 7 38,303 53 154,994 215
116,337 156 3,990 5 29,534 40 149,862 201
110,981 149 4,424 6 27,298 37 142,703 192
93,358 130 5,278 7 34,722 48 133,358 185
70,867 95 6,44 9 37,979 51 115,286 155
51,595 72 8,386 12 34,019 47 94,000 131
54,975 74 9,492 13 40,360 54 104,827 141
967,318 110 76,325 9 439,708 50 1,483,351 169
Project estimated to Project estimated to corne
Project on line as of corn on line dunng on line aftr year end 2009
December 31, 2008 2009 tall durina 201m Total
Total payment Total pament Total payment Totl payment
$3,233,477 $438,576 $1,812,549 $5,484,602
$3,222,063 $490,195 $2,188,431 $5,900,689
$2,951,672 $347,261 $2,031,065 $5,329,998
$3,816,018 $280,305 $1,754,602 $5,850,925
$4,847,496 $230,373 $1,651,048 $6,728,916
$7,605,927 $279,450 $2,210,475 $10,095,852
$8,063,848 $264,018 $2,045,253 $10,373,119
$7,606,596 $292,736 $1,890,373 $9,789,705
$5,951,907 $291,029 $2,003,832 $8,246,768
$4,088,938 $355,102 $2,191,764 $6,635,803
$3,351,802 $554,902 $2,355,785 $6,262,489
$3,659,680 $628,086 $2,794,900 $7,082,666
$58,399,423 $4,452,031 $24,930,078 $87,781,532
Jan
Feb
Mar
Apr
May
Jun
Jul
Aug
Sep
Oct
Nov
Dec
Exhibit No.2
Case No. IPC-E-10-01
S. Wright, ipca
Page 1 of 1
BEFORE THE
IDAHO PUBLIC UTILITIES COMMISSION
CASE NO. IPC-E-10-01
IDAHO POWER COMPANY
WRIGHT, 01
TESTIMONY
EXHIBIT NO.3
IP
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BEFORE THE
IDAHO PUBLIC UTILITIES COMMISSION
CASE NO. IPC-E-10-01
IDAHO POWER COMPANY
WRIGHT, 01
TESTIMONY
EXHIBIT NO.4
Idaho Power Company
2008 and 2010 Base Level NPSE
System Allocation Idaho Jurisdiction
Base NPSE (2008)
Account 501, Coal $133,454,723 94.79%$126,498,308
Account 536, Water for Power $67,519 95.04%$64,169
Account 547, Gas $6,125,180 94.79%$5,805,901
Account 555, Non-PURPA $57,231,921 94.79%$54,248,670
Account 565, Transmission $10,469,726 94.79%$9,923,985
Account 447, Surplus Sales $116,568,567 94.79%$110,492,354
Net of 95% Accounts $90,780,502 94.79%$86,048,679
Account 555, PURPA $63,269,889 94.80%$59,978,985
Net of 100% Accounts $63,269,889 94.80%$59,978,985
Total $154,050,391 94.79%$146,027,664
System Allocation Idaho Jurisdiction
Forecast (2010)
Account 501, Coal $167,659,463 95.00%$159,271,580
Account 536, Water for Power $1,828,640 95.22%$1,741,299
Account 547, Gas $6,052,090 95.00%$5,749,320
Account 555, Non-PURPA $67,977,200 95.00%$64,576,374
Account 565, Transmission $8,262,000 95.00%$7,848,661
Account 447, Surplus Sales $91,332,412 95.00%$86,763,129
Account 442, Hoku Energy Revenue $15,771,838 95.00 $14,982,786
Net of 95% Accounts $144,675,143 95.00%$137,441,319
Account 555, PURPA $87,781,532 95.00%$83,389,916
Net of 100% Accounts $87,781,532 95.00%$83,389,916
Total $232,456,675 95.00%$220,831,235
I Difference $ 78,406,284 95.41% $74,803,571 I
Exhibit No, 4
Case No. IPC-E-10-01
S. Wnght,IPCO
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