20110602Wright Di, Exhibits.pdf

RECEIVED
2011 JUN -I PH 2: 42
BEFORE THE IDAHO PUBLIC UTILITIES COMMISSION
IN THE MATTER OF THE APPLICATION
OF I DAHO POWER COMPANY FOR
AUTHORITY TO INCREASE ITS RATES
AND CHARGES FOR ELECTRIC SERVICE
TO ITS CUSTOMERS IN THE STATE OF
IDAHO.
CASE NO. IPC-E-ll-08
IDAHO POWER COMPANY
DIRECT TESTIMONY
OF
SCOTT WRIGHT
1 Q.Please state your name, business address, and
2 present position with Idaho Power Company ("Idaho Power" or
3 "Company").
4 A.My name is Scott Wright. My business address
5 is 1221 West Idaho Street, Boise, Idaho. I am employed by
6 Idaho Power as a Regulatory Analyst II in the Regulatory
7 Affairs Department.
8 Q.Please describe your educational background.
9 A.I received a Bachelor of Science degree in
10 Business Economics from Eastern Oregon University. 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, as well
14 as the Edison Electric Institute's "Electric Rate Advanced
15 Course" in Madison, Wisconsin.
16 Q.Please describe your work experience.
17 A.In May 1998, I accepted a position as Research
18 Assistant with Idaho Power in the Regulatory Affairs
19 Department. In March 2007, I was promoted to a Regulatory
20 Analyst. In March 2010, I was promoted to a Regulatory
21 Analyst II. As a Regulatory Analyst II, I am responsible
22 for running the AURORA model to calculate net power supply
23 expenses ("NPSE") for ratemaking purposes, preparing the
24 Power Cost Adjustment ("PCA") filings in both Idaho and
25 Oregon, as well as the marginal cost of energy used in the
WRIGHT, DI 1
Idaho Power Company
1 Company's marginal cost analysis. I also provide
2 analytical support for other regulatory activities within
3 the Regulatory Affairs Department, as well as providing
4 testimony in other Company filings.
5 Q.What is the purpose of your testimony in this
6 matter?
7 A.For the preparation of this case, Mr. Timothy
8 Tatum instructed me to quantify the Company's variable
9 power supply expenses for a 2011 Test Year. The purpose of
10 my testimony is to describe that quantification for
11 informational purposes only.
12 Q.Please explain how variable power supply
13 expenses are typically quantified in general rate case
14 proceedings.
15 A.Due to the high variability of power supply
16 expenses, the Idaho Public Utilities Commission
17 ("Commission") has historically used a normalized power
18 supply expense value for ratemaking purposes.
19 Normalization of power supply expenses involves averaging
20 expenses associated with multiple hydro conditions. The
21 Company uses the AURORA model to provide the Commission
22 with a snapshot of what "normal" expectations for variable
23 power supply expenses will be for the test year. Power
24 supply expense modeling provides information for the
25 following Federal Energy Regulatory Commission ("FERC")
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Idaho Power Company
1 accounts: fuel expense, FERC Accounts 501 and 547;
2 purchased power expense, FERC Account 555; and surplus
3 sales revenue, FERC Account 447. The remaining power
4 supply accounts are not addressed in AURORA.
5 Q.Please define the term "variable power supply
6 expenses" as the Company and Commission have used the term
7 historically.
8 A.The Company and Commission have historically
9 used the term "variable power supply expenses" as the sum
10 of fuel expenses (FERC Accounts 501 and 547) and purchased
11 power expenses (FERC Account 555) not including purchases
12 made from qualifying facilities pursuant to the Public
13 Utilities Regulatory Policies Act of 1978 ("PURPA"), minus
14 surplus sales revenues (FERC Account 447). The resulting
15 calculation is often referred to as "net power supply
16 expenses." PURPA expenses are quantified outside of
17 AURORA; however, PURPA energy is modeled in the AURORA
18 simulation.
19 Q.Please explain how the Company arrives at a
20 "normalized" look at variable power supply expenses for
21 ratemaking purposes.
22 A.In order to "normalize" variable power supply
23 expenses, the Company uses AURORA to model each water
24 condition dating back to 1928 using current loads and
25 current resources. At this time, 83 water conditions have
WRIGHT, DI 3
Idaho Power Company
1 been evaluated to develop an average or normalized NPSE.
2 This methodology was adopted by the Commission in 1981 and
3 has been used in general rate proceedings ever since.
4 Q.Have any changes been made to the Company's
5 AURORA modeling of power supply expenses since the approved
6 2010 update to power supply expense base rates in Case No.
7 IPC-E-10-01, Final Order No. 31042?
8 A.No changes to the AURORA model have been made;
9 however, the Company routinely updates and reviews many of
10 the modeling inputs to better reflect the current
11 characteristics of our system. These updates include but
12 are not limited to, changes in loads, plant capacities,
13 heat rates, fuel prices, transmission line capacities, and
14 forced outage rates.
15 Q.Please describe the changes in system loads
16 since the Company's 2010 update to power supply expenses.
17 A.The Company's annual normalized system load
18 used in the 2010 update to power supply expenses was 15. 7
19 million megawatt-hours ("MWh"). The Company's 2011 annual
20 normalized system load used in this test year is 15.9
21 million MWh, an increase of 200,000 MWh.
22 Q.Is the Hoku Materials, Inc. ("Hoku") special
23 contract load reflected in this annual normalized system
24 load?
25
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Idaho Power Company
1 A.Yes. As per Mr. Tatum's instruction, the Hoku
2 special contract load was included at annualized 2012
3 levels to reflect Hoku's anticipated loads during the time
4 that new rates will be effective.
5 Q.Please explain the Hoku contract.
6 A.The Electric Service Agreement ("ESA") between
7 the Company and Hoku is separated into two revenue blocks.
8 The first block revenues of the contract are primarily the
9 result of market-based rates, while the second block
10 revenues result from embedded cost-based rates. The energy
11 component of the first block revenues is treated in a
12 manner similar to surplus sales revenue, which reduces the
13 NPSE. The first block revenue reduction of the NPSE,
14 equates to a $23.9 million benefit to customers.
15 Q.Please explain the accounting treatment for
16 the energy component of the Hoku first block revenues.
17 A.The energy component of the Hoku first block
18 revenues will be tracked in a subaccount of Account 442,
19 Commercial and Industrial Sales. The Code of Federal
20 Regulations prohibits the booking of the Hoku first block
21 energy revenues in Account 447, Surplus Sales.
22 Q.Will system customers still receive benefits
23 from the energy component of the Hoku first block revenues
24 even though those revenues are not being booked in Account
25 447, Surplus Sales?
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Idaho Power Company
1 A.Yes. Even though the energy component of the
2 Hoku first block revenues is being booked in Account 442,
3 the Company will adjust PCA computations to ensure that
4 customers still receive the benefit similar to the benefits
5 of off-system sales.
6 Q.What other changes have occurred since the
7 Company's 2010 update to power supply expenses?
8 A.The cost of coal burned at the Bridger plant
9 has increased, thereby increasing the fuel cost portion of
10 power from the plant from $21.29 per MWh to $22.16 per MWh.
11 The cost of coal burned at the Boardman plant has remained
12 relatively the same, moving from $18.08 per MWh to $18.06
13 per MWh. The cost of coal burned at the Valmy plant has
14 increased, thereby increasing the fuel cost portion of
15 power from the plant from $30.44 per MWh to $33.84 per MWh.
16 Q.What factors are driving the increase in coal
17 prices?
18 A.Coal price increases are the result of a
19 number of factors, principally changing mining and
20 transportation costs. Mining and transportation costs have
21 generally increased with the change of industrial materials
22 and supply prices. These price changes are passed to the
23 plants via contract clauses which are tied to price
24 indexes.
25
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Idaho Power Company
1 Q.Have natural gas prices changed since the
2 Company's 2010 update to power supply expenses?
3 A.Yes. Natural gas prices have declined since
4 the Company's 2010 update to power supply expenses. The
5 average Henry Hub natural gas price used for the 2010
6 update to power supply expenses was $5.79 per MMBtu,
7 compared to the forecasted average Henry Hub natural gas
8 price of $4.25 per MMBtu for 2011 and $4.89 per MMBtu for
9 2012.
10 Q.Please describe the natural gas prices that
11 you used in preparing normalized power expenses for the
12 2011 Test Year.
13 A.At Mr. Tatum's instruction, I used the
14 forecasted 2012 natural gas prices when determining
15 normalized power supply expenses for the 2011 Test Year.
16 Q.Please explain why 2012 natural gas prices
17 were used for the 2011 Test Year.
18 A.The Company believes that forecasted 2012
19 natural gas prices provide the best depiction of prices
20 that will be encountered during the time that new rates are
21 in effect.
22 Q.Has the Company changed its approach to the
23 use of natural gas prices for power supply modeling
24 purposes since the Company's 2010 update to power supply
25 expenses?
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Idaho Power Company
1 A.No. Consistent with the Commission's
2 preference detailed in Order No. 30722, the Company used a
3 single natural gas price for all water condition scenarios.
4 Q.Have you prepared an exhibit to quantify the
5 normalization of variable power supply expenses consistent
6 with the changes you have described in your testimony?
7 A.Yes. Exhibi t No. 17 shows the results of the
8 variable power supply expense normalization modeling for
9 the 2011 Test Year. Page 1 of Exhibit No. 17 shows the
10 summary results containing the 83-year average variable
11 power supply generation sources and expenses.
12 Q.Please summarize the sources and disposition
13 of energy shown on Exhibit No. 17.
14 A.Hydro generation supplies 8. 7 million MWh,
15 approximately 49 percent ( 8. 7 million MWh / 17.9 million
16 MWh = 49 percent) of the generation mix. Thermal
17 generation supplies 6.1 million MWh (Bridger 4. 7, Boardman
18 0.3, Valmy 1.1), approximately 34 percent (6.1 million MWh
19 / 17.9 million MWh = 34 percent) of the generation mix.
20 Danskin and Bennett Mountain are peaking units so they
21 supply energy at times when resources and/or transmission
22 lines are constrained. Purchases of power are made up of
23 short-term and longer-term market purchases and PURPA.
24 PURPA purchases are normalized and account for nearly 1.8
25 million MWh. PURPA purchases are not included on Exhibit
WRIGHT, DI 8
Idaho Power Company
1 No. 17; however, when combined with market purchases of 1.3
2 million MWh, total purchases amount to 3.1 million MWh (1.8
3 million MWh + 1.3 million MWh = 3.1 million MWh) or
4 approximately 17 percent (3.1 million MWh / 17.9 million
5 MWh = 17 percent) of the generation mix. Of the 17.9
6 million MWh consumed, 15.9 million MWh are utilized for
7 system loads while nearly 2.0 million MWh are sold as
8 surplus.
9 Q.Please describe the expense and revenue
10 information associated with the normalized operation you
11 described in Exhibit No. 17.
12 A.Exhibi t No. 17 contains variable power supply
13 expense and revenue information limited to FERC Accounts
14 501, Fuel (coal); 547, Fuel (gas); 555, Purchased Power;
15 and 447, Sales for Resale. Hydro generation has no assumed
16 fuel expense. Coal expenses of $146.2 million are
17 comprised of Bridger at $104.6 million, Boardman at $6.2
18 million and Valmy at $35.4 million. Gas expenses of $5.4
19 million are comprised of Danskin and Bennett Mountain.
20 Purchased power expenses (excluding PURPA) amount to $62.0
21 million, surplus sales expenses amount to $61.7 million,
22 and the Hoku first block energy revenue amounts to $24.0
23 million. The sum of these components sets the NPSE amount
24 at $127.9 million (excluding PURPA) (146.2 + 5.4 + 62.0 -
2561.7-24.0).
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Idaho Power Company
1 Q.How do these NPSE compare to the NPSE that
2 were approved in 2010?
3 A.The NPSE approved in 2010 was $146.3 million,
4 while the NPSE presented for the 2011 Test Year is $127.9
5 million, a decrease of $18.4 million.
6 Q.What is the primary driver of the decrease in
7 NPSE?
8 A.The primary driver of the decrease in NPSE is
9 the addition of the Hoku first block revenues as mentioned
10 earlier.
11 Q.Please describe the changes to PURPA
12 generation since the 2010 update to power supply expenses.
13 A.The PURPA generation included in the 2010
14 update to power supply expenses was 119 average megawatts
15 ("aMW") of PURPA generation whereas the 2011 Test Year
16 anticipates 207 aMW will be available, an increase of 88
17 aMW.
18 Q.How has the annual PURPA expense changed since
19 the Company's 2010 update to power supply expenses?
20 A.The annual PURPA expense approved in the
21 Company's 2010 update to power supply expense was $62.9
22 million as compared to the $113.2 million projected in this
23 case, an increase of $ 50.3 million.
24 Q.Have you prepared an exhibit detailing the
25 2011 Test Year PURPA proj ect generation and expense?
WRIGHT, DI 10
Idaho Power Company
1 A.Yes. Exhibit No. 18 shows the generation and
2 expenses associated with PURPA projects that will be on-
3 line during the 2011 Test Year.
4 Q.How does the 2010 NPSE including PURPA compare
5 to the 2011 NPSE including PURPA?
6 A.The 2010 NPSE including PURPA was $209.2
7 million, while the 2011 NPSE including PURPA is $241.1
8 million, an increase of $31.9 million.
9 Q.Did you provide the results of your 2011 Test
10 Year analysis to Mr. Tatum?
11 A.Yes.
12 Q.Is any portion of the Company's request for
13 rate relief associated with your power supply expense
14 analysis for the 2011 Test Year?
15 A.No. Although my power supply expense analysis
16 would suggest the need to increase rates, the Company is
17 not requesting an upward adjustment to rates for power
18 supply expense changes. As mentioned previously in my
19 testimony, Mr. Tatum instructed me to quantify the
20 Company's variable power supply expenses for a 2011 Test
21 Year for informational purposes only.
22 Q.Does this conclude your testimony?
23 A.Yes.
24
25
WRIGHT, DIll
Idaho Power Company
RECEIVED
BEFORE THE .20n JUN -I PH 2: 44
IDAHO PUBLIC UTILITIES COMMIS§ïÕlf&H~
CASE NO. IPC-E-11-08
IDAHO POWER COMPANY
WRIGHT, 01
TESTIMONY
EXHIBIT NO. 17
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BEFORE THE 2011 JUN -I PH 2: 44
\ ¡-¡-o \IPi~k~\;~)IDAHO PUBLIC UTILITIES COMMISsiö'N'
CASE NO. IPC-E-11-08
IDAHO POWER COMPANY
WRIGHT, 01
TESTIMONY
EXHIBIT NO. 18
Idaho Power Company
Test Year 2011
Cogeneration and Small Power Production
Rate Department Normalized Information
Assumptions:
Only IPUC approved agreements included in this Report
Estimated Generation based on rollng 5 year average of actual output. or less
than 5 years if the project does not have 5 years of history
New project with no history, used 100% of the contract 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 included for that entire year.
MWh AverageMW Total Payment
Jan 135,942 183 $8,569,802
Feb 121,305 181 $7,639,099
Mar 146,050 196 $6,874,848
Apr 159,541 222 $7,503,700
May 179,193 241 $8,430,623
Jun 172,204 239 $11,701,022
Jul 165,050 222 $12,111,214
Aug 162,121 218 $11,772,623
5ep 155,450 216 $10,017,545
Oct 147,150 198 $9,080,428
Nov 128,301 178 $9,343,621
Dec 137,298 185 $10,180,078
Annual 1,809,607 207 $113,224,604
Exhibit No. 18
Case No. IPC-E-11-08
S. Wright, IPC
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