Orders

                  LETTER NO. L‐106‐09                  SIXTH FLOOR, 900 HOWE STREET, BOX 250  ERICA M. HAMILTON  VANCOUVER, B.C.  CANADA  V6Z 2N3  COMMISSION SECRETARY  TELEPHONE:  (604)  660‐4700  Commission.Secretary@bcuc.com  BC TOLL FREE:  1‐800‐663‐1385  web site: http://www.bcuc.com  FACSIMILE:  (604)  660‐1102  Log No. 31722  VIA E‐MAIL  bchydroregulatorygroup@bchydro.com  November 27, 2009        Ms. Joanna Sofield  Chief Regulatory Officer  British Columbia Hydro and Power Authority  333 Dunsmuir Street  Vancouver, BC   V6B 5R3    Dear Ms. Sofield:    Re:  British Columbia Hydro and Power Authority  Electricity Purchase Agreements – Generator Baselines    On October 28, 2008, BC Hydro submitted a revised Electricity Purchase Agreement (“EPA”) with Tembec  Industries Inc. (“Tembec”), and the Commission by Order E‐16‐09 accepted the EPA for filing pursuant to section  71 of the Utilities Commission Act.  The EPA identified an Annual Generator Baseline (“GBL”) for the Tembec  plant for the term of the contract.  Three of the Bioenergy Call Phase 1 EPA’s that BC Hydro filed on February 17,  2009 also had Annual GBL’s.  Also, documentation related to the Clean Power Call indicates that a GBL may be  required where the customer has a generator that is or has been self‐generating electricity.    Commission Order G‐38‐01 dated April 5, 2001 directed that Rate Schedule 1821 customers with idle self‐ generation could sell excess self‐generated electricity, provided that the customer did not arbitrage between  embedded cost utility service and market prices and BC Hydro was not required to supply increased embedded  cost of service power to the customer.  The Commission expected BC Hydro and the customer to agree on a  GBL, based either on the historical energy consumption of the customer or the historical output of the  generator.  Order G‐17‐02 continued the conditions of Order G‐38‐01 until the Commission determines  otherwise.  The concepts expressed in Order G‐38‐01 in the context of near term power sales are now being  applied to longer term EPAs.    The Ministry of Energy, Mines and Petroleum Resources addressed this matter in its Final Argument dated  January 23, 2009 in the proceeding for the BC Hydro application to amend the Rate Schedule 3808 Power  Purchase Agreement (“RS 3808 PPA”) with FortisBC Inc.  The Ministry stated that the Heritage Contract  established by Heritage Special Direction No. HC2 provides that BC Hydro’s ratepayers collectively receive the  benefits of the Heritage low cost generation assets of BC Hydro.  The Ministry concluded “While it is appropriate  for self‐generating customers to sell to market electricity that is in excess of load, consistent with Commission  Orders G‐38‐01 and G‐17‐02, it is not appropriate for customers to profit by arbitraging between low cost  heritage energy and market prices.”     …/2 

    2      The Commission responded to the application to amend the RS 3808 PPA by Order G‐48‐09.  On October 5,  2009, BC Hydro filed a report in compliance with Section 6.2 of the Decision accompanying Order G‐48‐09, which  describes how BC Hydro determines a GBL on a case by case basis for each customer with self‐generation who  sells power.    The Commission notes that BC Hydro has developed Guidelines to determine a Customer Baseline Load (“CBL”)  for Rate Schedules 1823 and 1825.  The CBL Guidelines are filed as Electric Tariff Supplement No. 74.    The Commission believes that it may be helpful and timely to develop guidelines for the establishment of GBL’s,  to assist efficiency and consistency in the determination and review of GBL’s.  Therefore, the Commission  requests that as part of its next major EPA filing that involves GBL’s or next Long Term Acquisition Plan filing, BC  Hydro include draft Guidelines for the determination of GBL’s.  Attachment A to this letter identifies several  questions related to the determination of GBL’s, and the Commission requests that BC Hydro address these  questions when it submits the draft GBL Guidelines and related discussion.       Yours truly,      Original signed by:      Constance M. Smith    for:  Erica M. Hamilton    JBW/cms  Enclosure    cc:  Mr. Dennis Swanson  Director, Regulatory Affairs  Regulatory Affairs Department  FortisBC Inc.      BC Hydro 2008 LTAP Intervenors    BC Hydro F2009/2010 RRA Intervenors    BC Hydro Amend s.2.1 RS3808 Intervenors   

APPENDIX A  to Letter L‐106‐09  Page 1 of 2    BRITISH COLUMBIA UTILITIES COMMISSION      British Columbia Hydro and Power Authority  Electricity Purchase Agreements – Generator Baselines    Questions regarding the Determination of Generator Baseline (“GBL”)    1.0 What is the relationship between Annual GBL and Hourly GBL?  Which is derived from the other, and  how is this calculation made?    2.0 Please provide definitions of Annual GBL, Hourly GBL and the terms used to define the relationship  between them.    3.0 What are the role and function of Hourly GBL’s?    4.0 Are “low cost heritage energy” and “embedded cost of service power” essentially the same?  What if  any are the differences between them?    5.0 A “net‐of‐load” criteria that permits a customer with self‐generation to sell power to BC Hydro only  when and to the extent that the power is in excess of its hourly load would appear to be the most  straight forward criterion to monitor – what are the pros and cons of a “net‐of‐load” criterion?    6.0 When does BC Hydro base the GBL on the historical energy consumption of the customer? Is this the  customer’s current Customer Baseline Load? If not, how and over what time period is the historical  consumption determined?    7.0 When does BC Hydro base the GBL on the historical output of the customer’s generator? What time  period is used to define the historical output of the generator?    8.0 How is the calculation of the GBL affected if the customer has modified the capacity of its generator, or  has commissioned/decommissioned generation? Does it matter whether the change to the customer’s  generation occurred before or after the Heritage Contract came into effect in 2002?    9.0 What is the effect on the GBL calculation if the customer installs a new generator and maintains the old  generator in a backup role?  Are there any “be able to run”, minimum run time per year, or other criteria  that determines that the old generator is properly considered to be backup?    10.0 Where an old generator and a new generator both exist at a facility, both generators pre‐date Special  direction No.  HC2, and no GBL has been established previously, would a “net‐of‐load criterion apply?   Please explain why or why not.    11.0 If the two bases for GBL in Order G‐38‐01 give different results, how does BC Hydro determine which  GBL to use?     12.0 Once a GBL is agreed upon, how long does it stay in effect?    13.0 What would cause a GBL to change, and how would such a change be initiated and implemented?   

APPENDIX A  to Letter L‐106‐09  Page 2 of 2        14.0 When an EPA expires and the customer wishes to contract its excess power under a new EPA, is the GBL  re‐evaluated? If yes please explain the basis for the new GBL. If no, please explain why not.     15.0 When an EPA with a GBL expires, should the customer’s GBL be retired, and a new GBL calculated using  a “net‐of‐load” criterion if the customer wishes to enter into a new EPA?    16.0 How is the GBL established for a new customer with self‐generation that wishes to sell power to BC  Hydro?  If the new customer would not be subject to a “net‐of‐load” criterion, please explain why not.    17.0 Where BC Hydro buys power from an industrial customer with self‐generation that is outside the BC  Hydro service area (e.g. from a customer of FortisBC Inc.), how is the historical GBL established?    18.0 Does BC Hydro plan to retire the historical GBL concept, and to replace it with a “net‐of‐load” criterion?   If so, when?    19.0 Under the historical GBL concept, does BC Hydro consider that it is supplying embedded cost utility  service while purchasing self‐generated electricity from the same customer at market prices?  Why or  why not?    20.0 Please provide examples and diagrams showing how heritage energy is not supplied to a customer while  BC Hydro is also purchasing electricity from the customer at market prices under an EPA that has a GBL.   Please include the cash flows between parties for a Rate Schedule 1823 customer, and also provide the  cash flows for an alternative scenario where the customer pays the Tier 2 rate for all power purchased.